Проектирование электрической части электростанций и подстанций

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

электрический подстанция проектирование

Проектирование электрической части электростанций и подстанций представляет собой сложный процесс выработки и принятия решений по схемам электрических соединений, составу электрооборудования и его размещению, связанный с производством расчетов, поиском пространственных компоновок, оптимизацией фрагментов и объекта в целом. Этот процесс на современном этапе требует системного подхода при изучении объекта проектирования, при математизации и автоматизации проектных работ с помощью ЭВМ, а также при использовании результатов новейших достижений науки и техники передового опыта проектных, строительно-монтажных и эксплуатирующих организаций.

Целью курсового проекта является проектирование электрической части электростанции, в частности теплоэлектроцентраль (ТЭЦ). В нем включается несколько задач: выбор турбогенераторов, баланс мощностей, описание структурной схемы, выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов, выбор аппаратуры и токоведущих частей, и также проектирование системы электроснабжения собственных нужд, выбор схемы соединений распределительных устройств, проектирование измерительной подсистемы, выполнение чертежей структурно-принципиальной схемы проектируемого объекта и эскиз электрических аппаратов.

Для решения задач используем специализированные источники, учебно-методические материалы и также профессиональный программный комплекс для расчета установившихся режимов и переходных процессов.

Ожидаемым результатом выполнения курсового проекта является проектирование ТЭЦ, с нормальными техническими показателями.



1.Исходные данные

Номер варианта - 93

Таблица. Турбогенераторы

	Тип 1	Тип 2
Число турбогенераторов	1	2
Номинальная активная мощность, МВт	110	100
Номинальное напряжение обмотки статора, кВ	10,5	10,5
Коэффициент расхода на собственные нужды в %, К с.н.	10	10
Число часов использования максимальной нагрузки Т max, час	7000	7000
Дополнительные сведения: 1. Для всех вариантов значение коэффициента расхода на собственные нужды при отключенном генераторе Кс.н._откл принять равным 4 % от P ном_G.

Таблица. Нагрузка

	Нагрузка 1	Нагрузка 2	Нагрузка 3
1. Напряжение, кВ U_нагр	10,5	110	220
2. Максимальная мощность одной линии P max_нагр, МВт	13	15	60
3. Число линий с Р max_нагр	10	4	2
4. Коэффициент одновременности К одн_нагр	0,81	0,83	0,78
5. Коэффициент мощности Cos F_нагр	0,79	0,8	0,82
6. Вид промышленности для нагрузки
7. Число часов использования максимальной нагрузки, час (не определить )
Для всех вариантов значение коэффициента снижения максимума нагрузки в минимальном режиме принять равным 0.8.

Таблица. Данные по линиям связи энергообъекта с энергосистемой

Напряжение, кВ, -220	Число линий связи объекта с энергосистемой -2
Длина одной линии связи, км, -100	Сечение сталеалюминиевого провода, мм*мм, -400/51
Количество проводов в фазе -1	Отношение Х0 / Х1 для линии связи -2,08
Дополнительные сведения: 1. Для всех вариантов число линий связи объекта с энергосистемой принять равное двум. 2. Для всех вариантов число цепей в одной линии связи принять равное единице.



Таблица. Данные по энергосистемe

Напряжение, кВ, -220	Мощность короткого замыкания энергосистемы, МВ*А, -3100
Коэффициент ударный, о.е., -1,72

Вариант структурной схемы

Рис.1. Структурная электрическая схема ТЭЦ.



2.Описание структурной схемы электростанции

Рис.2. Структурная схема электростанции.

Данная схема электростанции содержит один турбогенератора G1 мощностью 110 МВт и два турбогенератора G2 и G3 мощностью 100 МВт.

Турбогенератор G1 по блочному принципу соединяется прямо с энергосистемой через блочной трансформатор Т1 и шины распределительного устройства с номинальном напряжением 220кВ. Между турбогенератором и трансформатором Т1 устанавливается генераторный выключатель. Два турбогенератора G2 и G3 присоединяют к шинам генераторного распределительного устройства (ГРУ), к ним же присоединяют местную нагрузку на номинальное напряжение 10кВ. Передают мощность к потребителю нагрузка 2 через трехобмоточные трансформаторы связи, которые соединяют шины РУСН - 110кВ и РУВН - 220кВ.

Электростанция соединяется с энергосистемой воздушными линями электропередачи на 220кВ, подключенными к шинам распределительного устройства высшего напряжения 220кВ.

3.Выбор турбогенераторов

Выбор генераторов осуществляется по исходным данным: количество, активные мощности, напряжения на выводах обмотки статора. Используя справочник[1] выбираем типы турбогенераторов, паспортные данные которых приводятся в таблицу 1.

Таблица 1. Тип турбогенераторов

Характеристики турбогенераторов	Маркировка	1	ТВФ-12УЗ	ТВФ-110-2ЕУ3
	Пояснение буквенной части	2	-	Е-принадлежность к единой унифицированной серии
			Т-Турбогенератор ВФ- водородное форсированное охлаждение У-Климатическое исполнение-умеренный климат
	Пояснение цифровой части	3	120-мощность в продолжительно допустимом режиме перегрузки	110-норминальная активная мощность
			2-количество полюсов 3-категория размещения - для работы в закрытом помещениях с естественной вентиляцией
		4	125	137,5
	?	5	100	110
		6	10,5	10,5
		7	0,8	0,8
		8	6,875	7,56
		9	0,183	0,189
		10	1,907	2,04
		11	0,234	0,23
		12	0,4	0,41
	Схема соединения обмоток статора	13	Y-Y	Y-Y
	Вид системы возбуждения	14	ВЧ Статическая тиристорная	ВЧ Статическая тиристорная
	Описание системы охлаждения	Обмотки статора	15	КВ	КВ
		Стали статора	16	НВ	НВ
		Обмотки ротора	17	НВ	НВ
		Бочки ротора	18	-	-

3.1 Системы охлаждения турбогенераторов

В процессе эксплуатации генераторов изоляция обмоток постепенно изнашивается. Причиной этого является воздействие целого ряда факторов: загрязнение, увлажнение, окисление кислородом воздуха, воздействие электрического поля, динамических нагрузок и т.д. Главной старения изоляции является ее нагрев: чем выше температура нагрева изоляции, тем быстрее она изнашивается, тем меньше срок службы. [3]

Описание системы охлаждения возьмем на примере генератора G1 ТВФ-120-2У3

В генераторах серии ТВФ применяется косвенное охлаждение обмоток статора водородом и непосредственное (форсированное) охлаждение обмотки ротора. Вентиляция турбогенератора осуществляется по замкнутому циклу. Циркуляция водорода обеспечивается двумя вентиляторами, установленными на валу ротора. Водород охлаждается газоохладителями, горизонтально встроенными в корпусе статора. Тепловой контроль всех основных узлов турбогенератора производиться установленными в них термометрами сопротивления, подключенными к контролирующим приборам.

Водородное охлаждение очень эффективно, так как водород имеет большой коэффициент теплоотдачи, высокую теплопроводность, что предопределяет малое тепловое сопротивление прослоек водорода в изоляции и зазорах пазов. За счет невысокой плотности водорода уменьшаются вентиляционные потери, в результате чего К.П.Д. генератора увеличивается. Отсутствие окисления изоляции в среде водорода повышает надежность работы генератора и увеличивает срок службы изоляции обмоток. К достоинствам водорода относится и то, что он не поддерживает горения, поэтому в генераторах с водородным охлаждением можно отказаться от устройства пожаротушения.

Косвенное охлаждение обмотки и сердечника статора осуществляется по радиальной многоструйной схеме. При этом отсеки горячего и холодного водорода совпадают с местами забора и выхода газа у ротора. Циркуляция водорода осуществляется вентиляторами, насаженными на вал машины с обоих ее торцов (рис.3). Водород охлаждается в газоохладителях, встроенных в корпус генератора. [5]

Рис.3. Схема водородного охлаждения турбогенератора серии ТВФ

Система вентиляции роторов генераторов серии ТВФ представлена на рис.4.

Рис.4. Конструкция вентиляционного канала в обмотке ротора с непосредственным охлаждением:



а) продольный разрез; б) и в) поперечные косые разрез по пазу ротора.

При непосредственном охлаждении охлаждающее вещество (газ или жидкость) соприкасается с проводниками обмоток генератора, минуя изоляцию и сталь зубов, т.е. непосредственно.

Охлаждающий газ забирается из зазора с последующим выбросом нагретого газа обратно в зазор. При этом проводники 1 обмотки ротора выполняются сплошными прямоугольного сечения, на боковых поверхностях из фрезеруются косые вентиляционные каналы 2. При работе генератора (вращении ротора) водород поступает в заборное отверстие 3 и, проходя по косому вентиляционному каналу до дна паза 4, выходит уже с другой стороны паза (катушки) в другой канал и через выпускное отверстие 5 попадает снова в зазор. Давление водорода в корпусе генератора поддерживается 0,2 - 0,4 Мпа. [4]

Для охлаждения контактных колец и щеток, отвода щеточной пыли из зоны щеточно-контактного аппарата между контактными кольцами на валу установлен вентилятор.

Согласно [4] генераторы с непосредственным водородным охлаждением на воздушном охлаждении работать не могут, так как обмотка рассчитанная на форсированное охлаждение водородом, при работе на воздушном охлаждении перегреется и выйдет из строя. Поэтому при появлении больших утечек водорода из генератора, сопровождающихся глубоким и быстрым снижением давления водорода, генератор с непосредственным охлаждением должен быть аварийно разгружен и отключен от сети. Включение в сеть отключенного генератора может быть произведено лишь после устранения утечек и перевода его на углерод, если для отыскания утечек он был переведен на воздух.



2.2 Системы возбуждение турбогенераторов

Справочные данные системы возбуждения турбогенератора [1] приводим в таблицу 2.

Таблица 2. Системы возбуждение турбогенераторов

Возбуждение	Генератор	ТВФ-2У3	ТВФ-110-2ЕУ3
		296	-
		634	620
		1715	1740
	Система	ВЧ	ВЧ
	Возбудитель	Тип	ВТД-490-3000УЗ	СДН-310-1900-2УХЛ4
			280/560	-
			1750/3500	-

Описание системы возбуждение возьмем на примере генератора G1 (ТВФ-120-2У3), используя литературу [4].

Система возбуждения ВЧ - возбуждение от машинного возбудителя переменного тока повышенной частоты, соединенного непосредственно с валом генератора через отдельно стоящее выпрямительное устройство. Система возбуждения должна быть надежной и экономичной, допускать регулирование тока возбуждения в необходимых пределах, быть достаточно быстродействующей, а так же обеспечивать потолочное возбуждение при возникновении аварии в сети.

Питание обмотки ротора турбогенератора автоматически регулируемым током во всех режимах работы обеспечивает статическая тиристорная система возбуждения, выполненная по схеме самовозбуждения со 100% резервированием силовых преобразователей. Система возбуждения содержит два автономных и равноценных преобразовательных канала, каждый из которых обеспечивает все режимы работы турбогенератора, включая форсировку. Источником питания обоих каналов является общий преобразовательный трансформатор, подключенный к линейным выводам турбогенератора

Рис.5. Статическая тиристорная система независимого возбуждения.

ТА1 - трансформатор, питающий системы управления вентилями рабочей группы AVD1 и форсировочной группы AVD2;

ТА2 - трансформатор самовозбуждения возбудителя;

VD - вентили системы возбуждения возбудителя;

GE - возбудитель;

LE - обмотка возбудителя;

АГП - автомат гашения поля;

АРВ - автоматический регулятор возбуждения;

LG - обмотка возбуждения генератора;

FV - разрядник;

G - генератор;

R - разрядный резистор;

КМ - контакты контактора.

В этой системе возбуждения (рис.5) группа статических выпрямителей преобразуют переменный ток возбудителя GE с частотой 50 Гц в постоянный. Возбудителем является синхронный генератор, расположенный на одном валу с возбуждаемым генератором (независимое возбуждение). Статическая выпрямительная установка состоит из управляемых полупроводниковых кремниевых выпрямителей - тиристоров. В системах возбуждения с высокими потолками возбуждения для уменьшения вероятности пробоя тиристоров обычно применяют две группы тиристоров - рабочую VD1 и форсировочную VD2. Обе группы соединяют параллельно по трехфазной мостовой схеме. Рабочая группа тиристоров обеспечивает основное возбуждение генератора в нормальном режиме, форсировочная группа - форсировку и гашение поля генератора в аварийных режимах, поэтому в нормальном режиме она работает с небольшими токами (20-30% номинального тока ротора); при форсировке форсировочная группа (полностью либо частично) открывается и обеспечивает весь ток форсировки, а рабочая группа тиристоров запирается более высоким напряжением форсировочной группы.

Такая система возбуждения обладает высоким быстродействием (до 50 1/с), т.к. она имеет высокие потолки возбуждения (до 4 ) и, вследствие безынерционности тиристоров, малые постоянные времени (<0,02 c).

4.Баланс мощностей

Таблица 3. Расчетная нагрузка и переток мощностей (взяты из расчетов в Excel - приложение 1)

Расчетная нагрузка	Для внутренних потребителей
	Активная мощность		31
	Реактивная мощность		23,25
	Полная мощность		38,75
	Для внешних потребителей
	Для напряжения	Активная мощность		93,6
		Реактивная мощность		65,33
		Полная мощнсоть		114,15
	Для напряжения	Активная мощность		49,8
		Реактивная мощность		37,35
		Полная мощнсоть		62,25
	Для напряжения	Активная мощность		105,3
		Реактивная мощность		81,72
		Полная мощнсоть		133,29
Расчетная мощность для внешних потребителей	Активная мощность		248,7
	Реактивная мощность		184,4
	Полная мощность		309,61
Определение перетока мощности в систему
Переток активной мощности		30,3
Переток реактивной мощности		24,85
Переток полной мощности		39,18

где N_G - число генераторов на электростанции.

3. Определение нагрузки внутренних потребителей - собственные нужды электростанции:

,

4. Расчёт нагрузок внешних потребителей энергоустановки:

На напряжении U_{РУ ВН} = 220 кВ:

Активная мощность:

где N_вн - число линий нагрузки на данном напряжении.

Реактивная мощность:

Полная мощность:



На напряжении U_{РУ СН} = 11В:

Активная мощность:

Реактивная мощность:

Полная мощность:

На напряжении U_ГРУ = 10 кВ:

Активная мощность:

Реактивная мощность:

Полная мощность:

Суммарная мощность:

Активная мощность



Реактивная мощность

Полная мощность

6. Потребность в аварийном резерве определяется при выходе из работы генератор G3:



5.Расчет продолжительных режимов

Приведем перечень и режимов работы КЭС, которые будут исследоваться в дальнейшем:

Таблица 5. Перечень режимов работы ТЭЦ

Название режима	Описание
Нормальные режимы
Режим масимальных нагрузок	Расчетная максимальная нагрузка на всех РУ ТЭЦ
Режим минимальных нагрузок на РУ СН	Снижение нагрузки на РУ СН
Режим минимальных нагрузок на ГРУ	Снижение нагрузки на ГРУ
Утяжеленные режимы
После аварийный на ГРУ	Отключение самого мощного генератора от ГРУ (G3)

5.1 Режим максимальных нагрузок при нормальном режиме работы ТЭЦ

5.1.1 Определение потоки установленной мощностей генераторов

Генератор G2 и G3

Активная мощность

Реактивная мощность



5.1.2 Определение потоки мощностей на собственный нужд генераторов

Рис.6. Структурная схема баланса мощностей

5.1.3 Расчёт нагрузок внешних потребителей энергоустановки

На напряжении U_{РУ СН} = 110 кВ:

Активная мощность:



Реактивная мощность:

Полная мощность:

На напряжении U_{РУ НН} = 10 кВ:

Активная мощность:

Реактивная мощность:

Полная мощность:

5.1.4 Определение потоков мощностей через трансформаторы

Трансформатор Т2 и Т3



5.2 Режим минимальных нагрузок на РУ СН - 110кВ

Нагрузка, подключенная к шинам РУСН - 110кВ при этом снижается до 0,8P_(U2). Расчет перетоков берем из пункта 4.1.4.

Тогда активная мощность нагрузки 110кВ равна

Реактивная мощность

Полная мощность

Отсюда



Переток мощности через трехобмоточные трансформатора Т2 и Т3 связи определяются следующим образом

5.3 Режим минимальных нагрузок на ГРУ - 10кВ

Нагрузки подключенные к шинам ГРУ - 10кВ в режиме минимальных нагрузок снижается до 80% нагрузки при режиме максимальных нагрузок.

Тогда на шинах низкого напряжения (ГРУ)



5.4 После аварийный на ГРУ

При этом отключен турбогенератор G3. Тогда поток мощности на собственный нужд для турбогенератора G3 составляет 4% номинальной мощности генератора .

Расчетная схема показана на рис. 4.

Рис.7. Расчетная схема послеаварийного режима.

На шинах ГРУ



Знак « - » означает что поток мощности течет в обратное направление стрелки на схеме рис.4.

Результаты расчетов приведем в таблицу.

Таблица 6. Результаты расчета режимов.

Расчетные ражимы	Параметры режима	Номальный режим	Аварийный режим
		Максимальная нагрузка	Минимальная нагрузка на шинах РУСН	Минимальная нагрузка на шинах ГРУ	Отключ. G3 от шин ГРУ
1	2	3	4	5	6
1. Суммарная мощность генераторов на шинах ГРУ		200 МВт 150 Мвар	200 МВт 150 Мвар	200 МВт 150 Мвар	100МВт 75Мвар
2. Нагрузка на шинах ГРУ		105,3 МВт 81,72Мвар	105,3 МВт 81,72 Мвар	84,24 МВт 65,38 Мвар	105,3МВт 81,72Мвар
3. Расход эл. Энергии на с.н.		20МВт 15Мвар	20 МВт 15Мвар	20МВт 15Мвар	14МВт 10,5МВар
4. Переток мощности через обмотки НН тран. Связи Т2, Т3		74,7МВт 53,28Мвар	74,7МВт 53,28Мвар	95,76МВт 69,62Мвар	-19,3МВт -17,22Мвар
5.Нагрузка на шинах СН		49,8МВт 37,35Мвар	39,84МВт 29,88Мвар	49,8МВт 37,35Мвар	49,8МВт 37,35Мвар
6.Переток мощности через обмотки СН транс. Связи Т2, Т3		49,8МВт 37,35Мвар	39,84МВт 29,88Мвар	49,8МВт 37,35Мвар	49,8МВт 37,35Мвар
7.Переток мощности через обмотки ВН тран. Связи Т2, Т3		24,9МВт 15,93Мвар	34,86МВт 23,4Мвар	45,96МВт 32,27Мвар	-69,1МВт -54,57Мвар
Расчетные перетоки полной мощности через обмотки: НН		91,8МВА 62,25МВА 29,6МВА	91,8МВА 49,8МВА 41,99МВА	118,4МВА 62,25МВА 56,16МВА	-25,9МВА 62,25МВА -88,1МВА

Примечание. На заданный класс напряжения (220кВ, 110кВ, 10кВ) трехобмоточный трансформатор не выпускают, поэтому выбираем АТ. Баланс мощности на шинах ВН на выбор мощности АТ - связи не влияет, поэтому блок, присоединенный к шинам ВН, в таблицу 7 не в носим.



6.Выбор силовых трансформаторов

6.1 Выбор блочного трансформатора

Для блочного трансформатора не учете нагрузочной способности номинальная мощность оборудования должна быть не меньше требуемой номинальной мощности

где - требуемая номинальная мощность с учетом перетоков мощности в различных эксплуатационных режимах.

Для трансформатора Т1

Блочный двухобмоточный трансформатор выбираем по перетоку мощности на низкой стороне с учетом собственных нужд.

Определение потоки мощностей через трансформаторы Т1

Выбираем по [1] трансформатор ТДЦ-125000/220



6.2 Выбор автотрансформатор связи

При выборе АТ необходимо учесть особенности их конструкции и режим работы [6]. Следует учесть, что обмотка низшего напряжения может быть нагружена мощностью, равной:

Где и - соответственно, типовая и номинальная мощности АТ;

- коэффициент выгодности;

- коэффициент трансформации автотрансформатора.

В данном случае

Переток мощность через обмотку низшего напряжение должен быть равен или меньше типовой мощности АТ:

В режиме максимальных нагрузок при нормальном режиме работы ТЭЦ.

Автотрансформатор работает в трансформаторном режиме (Рис.8.)



Рис.8. Работа АТ в трансформаторном режиме.

Режим минимальных нагрузок на РУ СН - 110кВ

Автотрансформатор работает в трансформаторном режиме (Рис.9.)

Рис.9. Работа АТ в трансформаторном режиме.

Режим минимальных нагрузок на ГРУ - 10кВ

Автотрансформатор работает в трансформаторном режиме (Рис.10.)



Рис.10. Работа АТ в трансформаторном режиме.

После аварийный на ГРУ

Автотрансформатор работает в комбинированных режимах (Рис.10.)

Рис.10. Работа АТ в комбинированных режимах.

Мощность обмотки НН

Мощность общей обмотки



Мощность последовательной обмотки

Таким образом

С учетом изложенного выше произведем выбор АТ - связи по полученным (таб.6). Начала определяем мощность автотрансформаторов связи по максимальному перетоку через обмотки НН () в нормальном режиме при минимальная нагрузка на шинах ГРУ, согласно (2.20) [6, стр. 105] и (2.16) [6, стр. 101].

где - число автотрансформаторов связи.

Поставив числовые значения, получим



Затем определяем наибольший переток в других режимах работы (таб.6, - нормальный режим при минимальной нагрузке на шинах ГРУ)

Этот режим соответствует трансформаторному режиму работы АТ (рис.10).

Тогда

Следовательно, расчетной мощность для выбора автотрансформатора связи является мощность, определяемая из условия загрузки НН .

6.3 Основные каталожные параметры выбираемых трансформаторов

Структурная схема станции с автотрансформаторами связи показана рис.11.

Таблица 7. Блочного трансформатора Т1

Генератор		Трансформатор
		кВ		тип		Обозначене на схеме
МВА	кВ		МВА		кВ
110	10,5	220	125	ТДЦ-125000/220	10,5	Т1

Таблица 8. Каталожные данные трансформаторов.

Обозначение на схеме	Тип		,кВ	Потери, кВт
			ВН	СН	НН	Pхх	Pк
							ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
Т2,Т3	АТДЦТН-200000/220/110	200	230	121	10,5	105	430	…	…
T1	ТДЦ-125000/220	125	242	-	10,5	120	-	380	-

Рис.11. Структурная схема жлектростанции



Таблица 8

Обозначение на схеме	Тип	Uк,%	Цена, тыс. руб.	Схема и группа соединения обмоток
		ВН-СН	ВН-НН	СН-НН	Расчетная стоимость трансформаторов, тыс.руб.
Т2,Т3	АТДЦТН-200000/220/110	11	32	20	-	Унавто/Д,0 - 11
Т1	ТДЦ-125000/220	-	11	-	240	Ун/Д - 11

Расшифровка обозначения типа трансформатора

Таблица 9.

Обозначение на схеме	Тип	Пояснение маркировки
Т1	ТДЦ-125000/220	Т - трехфазный; ДЦ - масляное с дутьем и принудительной циркуляцией масла; 125000 - номинальная мощность, кВА; 220 - класс напряжения обмотки ВН, кВ.
Т2, Т3	АТДЦТН-200000/220/110	А - автотрансформатор; Т - трёхфазный; ДЦ - масляное с дутьем и принудительной циркуляцией масла; Н - система регулирования напряжения под нагрузкой, РПН; 200000 - номинальная мощность, кВА; 220/110 - класс напряжения обмотки ВН, СН, кВ.



Таблица 10.

Обозначение на схеме	Тип	система охлаждения
Т1	ТДЦ-125000/220	Системы охлаждения трансформаторов типа ДЦ представляет собой принудительную циркуляцию и обдув масла. Такими системами охлаждения, как правило, оснащают основное оборудование подстанций напряжением 220 кВ и выше. Нагретое масло отдает свое тепло в окружающую атмосферу в охладителях, которые могут быть навесными и выносными. Навесные охладители устанавливаются непосредственно на бак оборудования, выносные стоят в стороне, и связаны с баком маслопроводами. Забор масла в охладитель происходит с верхней части бака, выход масла из охладителя в бак происходит в нижней его части. Циркуляция масла осуществляется насосами, которые включаются в работу вместе с оборудованием. Вместе с подачей напряжения на обмотки оборудования, в работу автоматически включаются охладители холостого хода. Далее по мере набора нагрузки и нагрева масла включаются рабочие охладители, далее дополнительные. Температурный режим оборудования должен поддерживаться в соответствии с требованиями инструкций. Датчики температуры масла устанавливаются в верхней части бака, так как нагретое масло поднимается вверх. Температура верхних и нижних слоев выводится на термосигнализаторы, информация с которых поступает в УРЗА и в шкафы автоматики охлаждения. Температура верхних слоев масла, в оборудовании с системой охлаждения типа ДЦ, не должна превышать 75 ?С. При эксплуатации трансформаторов с этой системой охлаждения в холодное время года, в случае, если температура его масла менее -25 °С (при длительном отключении), загружать его под полную нагрузку сразу не допускается.
Т2, Т3	АТДЦТН-200000/220/110

Встроенные регуляторы напряжения

Согласно ГОСТу 17544-85:

Автотрансформатора АТДЦТН-125000/220/110 имеет устройства регулирования напряжения под нагрузкой РПН в линии СН

Двухобмоточный трансформатор ТДЦ-125000/220 имеет устройства регулирование ПБВ на стороне ВН.

1. Определение расчетных условий для выбора аппаратуры и токоведущих частей по продолжительным режимам работы.

Расчет токов продолжительных режимов.

Таблица 11. Расчетные формулы.

№	Присоед. сборные шины	I_норм	I_макс	Замечение
1	Генератор			Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима определяется при условии работы генератора при снижении напряжения на 5%
2	Трансформатор связи
	сторона НН
3	Сборные шины	равен наибольшему из нормальных токов присоединений	равен наибольшему из максим. токов присоединений
4	Секционный токоограничи- вающий реактор	Опред. по перетокам мощности между секц. ГРУ в нормальном режиме
5	Линия нагрузки			отключение одной линии



Рассчитаем токи продолжительных режимов участков расчетного присоединения

Таблица 12. Токи продолжительных режимов.

Обозначение на схеме	Присоединение, сборные шины	Нормальный режим	Утяжеленный режим
		I норм, кА	I макс, кА
G1	Генератор
G2, G3	Генератор
Т2, Т3	Трансформатор связи: сторона НН
ГРУ	Сборные шины	6,87	9,62
LR	Секционный токоограничивающий реактор	0
Нагрузка 1	Нагрузка 1 (10,5кВ)
Нагрузка 2	Нагрузка 2 (110кВ)
Нагрузка 3	Нагрузка 3 (220кВ)

Таблица. Выбираем одинарный токоограничивающий реактор РБДГ 10-4000-0,105УЗ

Характеристики секционного реактора
Расчетные	Каталожные	Кол-во в схеме
Uном места установки, кВ	Iрасч реактора, кА	Тип реактора	Iном реактора, кА
10,5		РБДГ 10-4000-0,105УЗ	3750	1

6.4 Расчет токов КЗ в расчетном присоединении и распределительном устройстве (РУ)

В качестве пример определим ток КЗ когда происходит коротко замыкания в точке К1 на рис.12.

Рис.12. Принципиальная схема ТЭЦ

Расчет параметров схемы замещения в относительных единицах.

На схеме замещения прямой последовательности (рис.13.) сопротивление и ЭДС всех элементов пронумерованы арабскими цифрами, которые располагаются над горизонтальной чертой, под чертой - расчетные значения ЭДС и сопротивлений элементов в относительных единицах.

Расчет параметров проведем приближенным приведением, используя средние номинальные напряжения. Имеем четыре ступени напряжения: I-10,5; II-115; III-10,5; IV-230 кВ.

Рис.13. Схема замещения прямой последовательности

6.5 Расчет режим трехфазного КЗ (К⁽³⁾) в относительных единицах

Преобразуем схему относительно узла К⁽³⁾;



Преобразуем треугольник «аbc» на звезду

Далее



Рис.14. Этапы преобразования схемы.

Находим токи в двухлучевой схеме рис. 14.

Действующее значение периодической слагаемой тока КЗ, приведенное к ,

Произведем расчет токов КЗ при помощи программы GTCURR. Результаты расчета представляется следующим образом:

Kафедра Электрических станций МЭИ, прoграмма GTCURR

Расчет для данных из файла work.tkz при S б = 1000. MBA

------------------------------------------------------------------

Нoмер Обозначение Исхoдные параметры Расчетные параметры

эл-та элемента элемента R,o.e. X,o.e. E,o.e.

1 Генератор P нoм = 100. MBт .0117 1.464 1.119

X" = .183 o.е.

T а = .400 с

COS(FI) = .80

2 Автотранс. S нoм = 200. MBA .0078 .536

U вс = 11.0 % -.3196-21.975

U вн = 32.0 % .0139 .955

U сн = 20.0 %

P вс = 320. кВт

P вн = 0. кВт

P сн = 0. кВт

3 Генератор P нoм = 100. MBт .0117 1.464 1.119

X" = .183 o.е.

T а = .400 с

COS(FI) = .80

4 Автотранс. S нoм = 200. MBA .0078 .536

U вс = 11.0 % -.3196-21.975

U вн = 32.0 % .0139 .955

U сн = 20.0 %

P вс = 320. кВт

P вн = 0. кВт

P сн = 0. кВт

5 Генератор P нoм = 110. MBт .0107 1.375 1.124

X" = .189 o.е.

T а = .410 с

COS(FI) = .80

6 Трансформ. S нoм = 125. MBA .0243 .880

U к = 11.0 %

P кз = 380. кВт

7 Линия l = 100.0 кM .0000 .397

X = .420 Oм/кM

R = .0000 Oм/кM

U ср.нoм = 230.0 кB

Числo цепей 2.

8 Система S нoм = 3100. MBA .0337 .323 1.000

X с = 1.000 о.е.

Куд = 1.720

9 Реактор I нoм = 3750. A .0048 .952

X = .105 Oм

P пoт = 7.5 кBт

U ср.нoм = 10.5 кB

КЗ - 1: в узле сo средним нoминальным напряжением 10.5 кВ

t от.сб., c = .120 t от., c = .130

Элем. T а, с I пo, кА i уд, кА i a, кА i кt, кА Beta Bк,кA**2*c

1 .400 42.0 117. 43.0 102. .723 568.

2 .154 29.2 80.1 17.8 59.1 .429 218.

9 .354 27.4 76.4 26.8 65.5 .692 235.

KЗ .265 98.7 274. 85.4 225. .612 .288E+04

Таблица 13.

Обозначение точки КЗ. Описание места повреждения	Ветвь	Параметры режима
		Iпо,кА	Та, с	I уд, кА
- сборный шин ГРУ	Секц. реактор	27,4		75,3
	Автотрансф. Т2	29,2		79,3
	Генератор G2	42,0		113,0
	Суммарный ток КЗ	98,6	0,12	268,0

6.6 Сводная таблица результатов расчетов токов трехфазного КЗ

Таблица 14

Точка КЗ		Источник	Токи трехфазного КЗ, кА
К1	10,5	Система+G1+G3	56,6	56,6	20,37	156,5
		G2	42	29,82	30,4	117,0
		Расчетные значения для выбора электрооборудования	98,6	86,42	50,77	274,0	173,01

заполнения таблицы для генератора 2:

Ток КЗ от генератора Г2

Расчетное время для выключателей типа МГГ равно

По данному отношению и времени определим с помощью кривых [1, рис. 3.26] отношение

Таким образом, периодическая составляющая тока от генератора G1 к моменту времени

Апериодическая составляющая тока КЗ от генератора G1 к моменту времени определяется

где определяется по кривым [1,рис. 3.25] и при [1,табл. 3.7] или [3]



Периодическая составляющая тока КЗ от энергосистемы и присоединенных к ней генераторов G1, G3 рассчитывается как поступающая в место КЗ от шин неизменного напряжения. Поэтому она может быть принята неизменной во времени и равной 56,6 кА.

Апериодическая составляющая тока КЗ от эквивалентного источника, ударный коэффициент для генераторов G1, G3 и энергосистемы через секционный реактор и понижающий трансформатор мощностью 200МВА, что больше 80 МВА, в среднем и [1, табл.3.8].

2. Выбор сборных шин, токопроводов и потребительских линий (кабельных, воздушных);

Основное электрическое оборудование электростанций (генераторы, трансформаторы, синхронные компенсаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки. [3]

В курсовом проекте рассматривается токоведущие элементы, присоединяющие к шинам ГРУ. Для присоединения между турбинным отделением и главным распределительным устройством (ГРУ) выполняется гибким подвесным токопроводом. Гибкие проводы выполняются пучком провод, закрепленных по окружности в кольцах-обоймах. Для всех соединений внутри ГРУ 10,5кВ, включая сборные шины, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения. Соединение от ГРУ во выводов трансформатора связи Т1 осуществляется шинным гибким подвесным токопроводом.

6.7 Выбор гибких проводов

По данным таблицы 4.5[3, стр 233], при число часов максимальной нагрузки равно часов выбираем сечение по экономической плотности тока

Принимаем три несущих провода АС-500/64, тогда сечение алюминиевых проводов должно быть

Число проводов А-500

Принимаем токопровод диаметром , расстояние между фазами .

Проверяем по допустимому току:

Пучок гибких неизолированных проводов имеет большую поверхность охлаждения, поэтому проверка на термическую стойкость не производится.

Проверяем токопровод по условиям схлестывания. Сила взаимодействия между фазами

Сила тяжести 1 м токопровода (сучетом массы колец 1,6 кг, массы 1 м провода АС-500/64 1,85 кг, провода А-500 1,38 кг) определяется

Принимая время действия релейной защиты (дифференциальной) , находим

где - допустимая стрела провеса по габаритно-монтажным условиям.

По диаграмме (рис.4.9[3]) для значения находим , откуда .

Допустимое отклонение фазы

Схлестывания не произойдет, так как

Проверка выполняется.



Таблица 15. Параметры гибкого токопровода

Описание цепи	Каталожные параметры
	Тип провода	,мм2	Iдоп, А
Генераторная 10,5кВ		6870	13615
Автотрансформаторная 10,5кВ

Выбор жестких шин:

Рис.15. Эскиз расположения шин

Согласно ПУЭ сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах закрытых РУ по экономической плотности тока не проверяется, поэтому выбор производится по допустимому току.

Наибольший ток а цепи генераторов и сборных шин по данным таблицы 12 .

Принимаем шины коробочатного сечения алюминиевые (см. табл.П3.5[3]), бес учета коэффициента на температуру. Сечение выбранной шины равно .

Поверка сборных шин на термическую стойкость. По табл. 14 , тогда тепловой импульс тока КЗ:



Минимальное сечение по условию термической стойкости:

что меньше выбранного, следовательно шины термически стойки; С=91 по табл.3.14[3].

Проверка сборных шин на механическую стойкость. Шины коробчатного сечения имеет большой момент инерции, поэтому расчет проводится без учета колебательного процесса в механической конструкции. Принимаем, что швеллеры шин соединением жестко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления см³. При расположении шин в вершинах прямоугольника расчетную формулу принимаем по табл. 4.3 [3]

МПа,

где принято м и м

МПа для алюминиевых шин. Поэтому шины механически прочны.

Проверка ошиновки в цепи генератора и трансформатора на термическую стойкость. Выше выбраны шины сборные и ошиновка в цепи генератора одинакового сечения . Расчетный ток в цепи генератора и трансформатора по табл.14. меньше, на сборных шинах, поэтому ошиновка в цепи генератора и трансформатора термически стойка.



Таблица 16. Параметры жесткой шины.

Размеры, мм	Момент сопротивления, см3	Момент инерции, см4	Допустимый ток на две шины, А	Сеч. одной шины, см2
h	b	c	r	Двух сращенных шин Wy0-y0	Двух сращ. шин Jy0-y0	Алюминиевые
200	90	10	14	422	4220	7550	3435

6.8 Выбор комплексного токопровода

От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполнены комплектным пофазно-экранированным токопроводом. По [1, стр. 540, табл. 9.13] выбираем ГРТЕ-10-8550-250 на номинальное напряжение 10,5кВ, номинальный ток 8550 А, электродинамическую стойкость главной цепи 250 кА.

Проверяем токопровод:

6.9 Выбор реакторов нагрузки

Нагрузка 10,5 кВ присоединяет к шинам ГРУ. Распределяем 10 линий нагрузки на две секции равномерно по каждой 5 линий. Выбираем групповые реактор для 5 линий нагрузок. По данным таблицы 12 максимальный ток продолжительного режима работы линий . К установке на линях принимаем выключатель ВЭ-10-20 с .

Намечаем к установке удвоенный реактор серии РБСДГ с горизонтальным расположением фаз на номинальное напряжение с номинальным током ветви

Результирующие сопротивление цепи КЗ на линии при отсутствии реактора:

Требуемое сопротивление цепи КЗ из условия обеспечения номинальной отключающей способности выключателя.

Требуемые сопротивление реактор для ограничения тока КЗ:

По таблице П3.2[3] выбираем реактор РБСДГ-10?2?1600-0,35 с параметрами:

Результирующее сопротивление цепи КЗ с учетом реактора

Фактическое значение периодической составляющей тока КЗ за реактором:



Проверка на электродинамическую стойкость. Ударный ток КЗ при

Условия выполняется.

Термическая стойкость:

Завод гарантирует время термической стойкости и среднеквадратичный ток термической стойкости

Условие термической стойкости

Выполняется ( по табл. 3.8[3]).

Остаточное напряжение на шинах ГРУ при КЗ за реактором:

Значение по условии работы потребителей должно быть не менее 65% - 70%

Не более 2%. Выбираемые реакторы удовлетворяют всем предъявляемым пребованиям.



7.Выбор коммутационных аппаратов в цепях расчетного присоединения

Схема электрической соединений на стороне 10кВ ГРУ выполняется одной системой сборных шин.

Рис.15. Схема присоединения ГРУ

7.1 Выбор выключателей

Выключатели выбираются:

1. По напряжению установки;

2. По длительному току

3. По отключающей способности.

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ

где - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ф; апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов ф; ф - наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов:

здесь - минимальное время действия релейной защиты;

- собственное время отключения выключателя.

- допустимое содержание апериодической составляющей тока в токе отключения в %, которое определяется по кривой:

Рис.

По выключающей способности проверка производится по условию



где - ударный ток в цепи выключателя;

- наибольший ток включения (по каталогу).

где - ударный коэффициент, нормированный для выключателей.

- начальное значение периодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя;

- номинальный ток включения (действующее значение периодической составляющей) по каталогу.

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

где - наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу;

- действующее значение периодической составляющей тока КЗ.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:



где =I²_по•(t_отк+Т_а) - тепловой импульс тока КЗ по расчету;

- среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу;

- длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, с.

Выключатели и разъединители на выводах генераторов G2, G3

Значения периодической и апериодической составляющих тока короткого замыкания берем из табл. 14.

Табл. 17 - Выключатели и разъединители на выводах генераторов G2, G3

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель МГУ-20-90/9500У3	Разъединитель РВРЗ-1-20/8000 У3
Uном=10,5 кВ	Uном=20 кВ	Uном=20 кВ
Imax=7,23 кА	Iном=9500А	Iном=8000А
IПф=29,2 кА	Iотк ном=90 кА	-
iaф=30,4 кА	-	-
		-
IП0=42,0 кА	Iдин=105 кА	-
iУ=117 кА	iдин=300 кА	iдин=320 кА
Bk= I2по•(tотк+Та)=422•(0,2+0,4)=1058,4кА2с

Аналогично выбираем выключатели и разъединители на выводах обмоток низшего напряжения автотрансформатора. Для этого условия выбора рассчитываются по токам, определенным при КЗ на сборных шинах ГРУ. Для уменьшения количество расчета расчетный ток короткого замыкания принимаем повышающее значение, источником которого является система, генератора G1 и G3. Секционный выключатель принимается так же как генераторного выключателя из-за того, что точное определение расчетных условий для этой цепи затруднительно.

Табл. 18 - Выключатели и разъединители на выводах обмоток низшего напряжения автотрансформатора Т2, Т3.

Расчетные данные ...

дипломная работа "Проектирование электрической части электростанций и подстанций" скачать

Подобные документы

• Проектирование подстанции 35/10 кВ

  Проектирование электрической части электростанций и подстанций. Выбор схем электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационной аппаратуры, выключателей, заземляющих разъединителей и трансформаторов на проектируемой подстанции.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 17.02.2013
  

• Электрическая часть электростанций и подстанций

  Расчёт электрической части подстанции путем определения суммарной мощности ее потребителей, заземляющего устройства электроустановок, выбора силовых трансформаторов электрических аппаратов, устройств защиты оборудования от перенапряжения и грозозащиты.
  
  контрольная работа [38,2 K], добавлен 19.12.2011
  

• Проектирование электрической части подстанций

  Порядок проектирования электрической части станции, выбор мощности и типов трансформаторов и электрической схемы ГПП. Расчет токов при КЗ и при нормальных режимах работы. Правила и порядок проверки каждого аппарата при различных условиях режима работы.
  
  курсовая работа [488,4 K], добавлен 22.08.2009
  

• Проектирование электрической части станции

  Разработка структурной схемы электрической части станции. Распределительное устройство высшего и генераторного напряжения. Выбор коммутационных аппаратов, токоведущих частей, изоляторов, средств контроля и измерения. Расчет токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [722,7 K], добавлен 06.01.2012
  

• Проектирование электрической части конденсационной электростанции

  Разработка структурной схемы станции и блочных трансформаторов. Описание схемы электрических соединений и расчет токов короткого замыкания. Выбор комплектного токопровода, электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей в заданных цепях.
  
  курсовая работа [414,2 K], добавлен 23.03.2014
  

• Проектирование электрической части ТЭЦ-200 МВт

  Знакомство с этапами проектирования электрической части ТЭЦ-200 мвт. Анализ проблем выбора силовых трансформаторов. Рассмотрение способов ограничения токов короткого замыкания на шинах генераторного напряжения. Особенности составления электрической схемы.
  
  курсовая работа [728,6 K], добавлен 08.12.2013
  

• Проектирование электрической части электростанции

  Разработка проекта и расчет электрической части тепловой пылеугольной электростанции. Выбор схемы ТЭЦ, коммутационных аппаратов, измерительных и силовых и трансформаторов. Определение целесообразного способа ограничения токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [2,1 M], добавлен 18.06.2012
  

• Электрическая часть подстанций систем электроснабжения

  Расчет электрической части подстанции, определение суммарной мощности потребителей. Выбор силовых трансформаторов, схема главных электрических соединений. Расчет рабочих токов. Выбор электрических аппаратов. Выбор защиты от перенапряжений и грозозащиты.
  
  курсовая работа [1013,7 K], добавлен 16.04.2014
  

• Проектирование электрической части станции типа ТЭЦ

  Баланс активных мощностей станции и структурная схема. Выбор силовых трансформаторов и линий электропередачи, коммутационных аппаратов, трансформаторов тока и напряжения, схем электрических соединений распределительного устройства электростанции.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 28.05.2016
  

• Проектирование системы электроснабжения цеха машиностроительного завода

  Определение расчетных электрических нагрузок. Выбор и расчет низковольтной электрической сети, защитных коммутационных аппаратов. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для цеховых подстанций. Устройства автоматического включения резерва.
  
  курсовая работа [432,5 K], добавлен 22.08.2009
  

• Проектирование электрической части ТЭЦ мощностью 300 МВт

  Разработка электрической части ТЭЦ и релейной защиты силового трансформатора. Рассмотрение вопросов выбора и расчета теплового оборудования, системы питания собственных нужд, охраны труда и расчета технико-экономических показателей электрической станции.
  
  дипломная работа [1,6 M], добавлен 09.03.2012
  

• Разработка электрической части теплоэлектроцентрали

  Выбор главной схемы электрических соединений. Проектирование структурной схемы станции. Выбор трансформаторов и источников питания. Способы ограничения токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей электрической станции.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 17.12.2015
  

• Проектирование электрической части подстанции

  Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационных аппаратов, сборных шин и кабелей. Контрольно-измерительные приборы. Схемы открытого и закрытого распределительных устройств.
  
  курсовая работа [369,6 K], добавлен 22.09.2013
  

• Проектирование электрической части подстанции

  Расчет электрической части подстанции. Выбор средств ограничения токов короткого замыкания, сборных шин и электрических аппаратов. Определение суммарных мощностей, выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Закрытые распределительные устройства.
  
  курсовая работа [237,2 K], добавлен 26.01.2011
  

• Проектирование электрической части понижающей подстанции 110/35/6 кВ

  Характеристика главной схемы электрических соединений станции и схемы собственных нужд. Выбор силовых трансформаторов и выключателей. Пути расчетов токов короткого замыкания, выбор электрических аппаратов и проводников. Проектирование главной схемы.
  
  дипломная работа [491,4 K], добавлен 29.04.2011
  

• Проектирование электрической части КЭС мощностью 2400 МВт

  Проект конденсационной электрической станции. Разработка вариантов структурных схем. Выбор типов и конструкции синхронных генераторов и трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационных аппаратов, контрольно-измерительных приборов.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 23.03.2015
  

• Проектирование понизительной подстанции

  Проектирование электрической части понизительной подстанции 110/10 кВ. Алгоритм выбора числа, типа и мощности силовых трансформаторов, разработка главной схемы подстанции, расчет параметров и показателей работы электрических аппаратов и проводников.
  
  курсовая работа [713,0 K], добавлен 28.12.2012
  

• Расчет параметров режимов и оборудования электрических сетей и мероприятий энергосбережения

  Расчет параметров заданной электрической сети и одной из выбранных трансформаторных подстанций. Составление схемы замещения сети. Расчет электрической части подстанции, электромагнитных переходных процессов в электрической сети и релейной защиты.
  
  дипломная работа [1,0 M], добавлен 29.10.2010
  

• Проектирование электрической подстанции

  Выбор структурных схем подстанций и расчет перетоков мощности через трансформаторы связи. Определение значения тока короткого замыкания. Подбор коммутационных аппаратов реле управления, измерительных трансформаторов тока и напряжения, токоведущих частей.
  
  курсовая работа [765,1 K], добавлен 10.02.2014
  

• Проектирование электрической части атомных электростанций

  Разработка проекта схемы выдачи мощности атомной электростанции при выборе оптимальной электрической схемы РУ повышенного напряжения. Разработка и обоснование схемы электроснабжения собственных нужд блока АЭС и режима самопуска электродвигателей блока.
  
  курсовая работа [936,1 K], добавлен 01.12.2010
  

Другие документы, подобные "Проектирование электрической части электростанций и подстанций"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам