Проектирование топливно-энергетического комплекса

где К - капиталовложение на сооружение электроустановки; р_н = 0,12 - нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений;

И - годовые эксплуатационные расходы.

Капиталовложения при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяют по укрупнённым показателям стоимости элементов схемы. Для подсчета количества ячеек ОРУ составляем упрощенные принципиальные схемы для двух вариантов схем электростанций, которые приведены на рисунках 3.1 и 3.2. Расчёт капитальных затрат производим в таблице 3.1.

Годовые эксплуатационные расходы складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ.

где б_а + б_р - отчисления на амортизацию и обслуживание, % (для электрооборудования 220 кВ и выше б_а + б_р = 8,4%); ?W_т - потери энергии в трансформаторах, кВтч; в - стоимость 1 кВт^.ч потерянной энергии, в = 2,0 у.е./ кВт^.ч.

Потери энергии в трёхобмоточных трансформаторах (автотрансформаторах):

Таблица 3.1 Укрупнённые показатели стоимости элементов схем для двух вариантов

Потери энергии в трансформаторах связи и линейных регуляторах

где ?Р_хх, ?Р_к.з. - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

S_ном - номинальная мощность трансформатора, МВ^.А;

S_max - максимальная нагрузка трансформатора, МВ^.А;

Т - число часов работы трансформатора, Т = 8760 ч;

ф - продолжительность максимальных потерь, ч.

ф_в = (0,124 + Т_мах10^-4)²8760 = (0,124 + 4875,710^-4)²8760=3262 ч.

ф_с = (0,124 + Т_мах10^-4)²8760=(0,124 + 480010^-4)²8760 = 3195,8 ч.

ф_н = (0,124 + Т_мах10^-4)²8760=(0,124 + 510010^-4)²8760 = 3521,1 ч.

Потери энергии в автотрансформаторах связи АТ1 и АТ2:

Коэффициент выгодности автотрансформаторов связи АТ1 и АТ2:

Определим потери электроэнергии в трансформаторах для 1 варианта:Определим максимальную мощность каждой обмотки АТ1 и АТ2:

Потери энергии в линейных регуляторах ЛР1 и ЛР2:

Суммарные потери энергии в трансформаторах:

Определение потерь энергии в трансформаторах варианта 2

Потери энергии в трансформаторах связи Т1 и Т2:

Потери энергии в трансформаторах связи АТ1 и АТ2:

Суммарные потери энергии в трансформаторах:

Произведём расчёт технико-экономических показателей для I варианта.

Годовые эксплуатационные расходы:

Определим приведённые затраты для I варианта:

Произведём расчёт технико-экономических показателей для II варианта.

Годовые эксплуатационные расходы:

Определим приведённые затраты для II варианта:

Проведем сравнение двух вариантов схем:

Так как разница между двумя вариантами составляет более 17%, то принимаем для дальнейших расчетов 1 вариант.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

4. Выбор и обоснование упрощенных схем распределительных устройств разных напряжений

1 вариант (рисунок 3.1). Считаем число присоединений:

330 кВ - n = 4 присоединений, 110 кВ - n = 6 присоединений, 10 кВ - n = 14 присоединений.

В ОРУ 330 кВ применяем схему трансформатор-шины с подключением линии через два выключателя на цепь. Эта схема экономична, позволяет производить опробование и ревизию любого выключателя без нарушения работы ее элементов. Схема обладает высокой надежностью. Также достоинством схемы является то, что разъединители используются только для проведения ремонтных работ. Количество операций с разъединителями в такой схеме невелико.

В ОРУ 110 кВ применяем схему с двумя рабочими и обходной системой шин. Как правило, обе системы шин находятся в работе. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин.

Недостатки:

- отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения;

- повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т.е. приводит к отключению всех присоединений;

- большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;

- необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

В РУ 10 кВ применяем одиночную секционированную систему шин. В данной схеме секционные выключатели разомкнуты в целях ограничения токов КЗ. Выключатели снабжаются устройствами автоматического включения резервного питания, замыкающие выключатель в случае отключения трансформатора, чтобы не нарушить электроснабжение. Она обладает следующими достоинствами: простота и дешевизна.

Недостатки:

- ремонт выключателя связан с отключением соответствующего присоединения, при профилактическом ремонте сборных шин и шинных разъединителей связан с отключением всего распределительного устройства, а повреждение в зоне сборных шин приводит к отключению данного РУ.

5. Выбор схемы собственных нужд (с.н.) и трансформаторов СН

Мощность потребителей с.н. невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

На всех двухтрансформаторных подстанциях 35 - 750 кВ устанавливаются два трансформатора с.н. , мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой:

где Р_сн - нагрузка с.н. подстанции, кВт; Р_сн = 400 кВт;

cos _сн = 0,85;

К_п = 1,4 - коэффициент допустимой аварийной перегрузки;

k_c - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчётах принимаем k_c = 0,8.

Выбираем трансформатор ТСЗ-400/10. Параметры заносим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 Номинальные параметры ТСН

Для питания оперативных цепей подстанции применяем постоянный ток.

Схема собственных нужд приведена на рисунке 5.1.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 5.1 Схема собственных нужд подстанции

6. Расчет токов короткого замыкания

Размещено на http://www.allbest.ru/

6.1 Расчет тока КЗ в точке К1 (шины 330 кВ)

Принимаем S_б = 1000 МВА, Составим схему замещения для расчета токов короткого замыкания (рисунок 6.2) и определяем ее параметры.

Сопротивления

системы:

Размещено на http://www.allbest.ru/

блочного трансформатора

линий электропередачи:

автотрансформаторов АТ1 и АТ2:

т.к.

линейных регуляторов

Путём последовательных преобразований упростим схему замещения (рисунок 6.2) до вида, приведенного на рисунке 6.3:

Рассчитываем результирующее сопротивление

Рассчитываем базисный ток:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 6.3 Преобразованная схема замещения для расчета токов КЗ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 6.4 Результирующая схема для расчета тока КЗ в точке К1

Определяем начальное значение периодической составляющей тока в точке К1:

Ударный ток

i_уК1 = I_п,0,К1k_у,К1 =7,2·1,78 = 18,12 кА,

где k_у = 1,78 - ударный коэффициент, определяем по [2, таблица 3.8];

Т_а = 0,04 с - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока, определяется по [2, таблица 3.8].

6.2 Расчет тока КЗ в точке К2 (шины 110 кВ)

Преобразуем схему до вида, приведенного на рисунке 6.5.

Рассчитываем результирующее сопротивление

Рассчитываем базисный ток:

Определяем начальное значение периодической составляющей тока в точке К2:

Ударный ток

i_у,К2 = I_п,0,К2k_у,К2 =9,5·1,608 = 21,6 кА,

где k_у = 1,608, Т_а = 0,02 с.

Расчет токов короткого замыкания сведем в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 Результаты расчетов токов короткого замыкания

7. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

7.1 Выбор выключателей и разъединителей в РУ-330 кВ

Максимальный ток продолжительного режима:

По таблице 5.2 [2] выбираем элегазовый выключатель

ВГУ-330Б-40/3150У1 и разъединитель РНДЗ-330-3200 по таблице 4.1 [1].

Проверяем выбранный выключатель по отключающей способности

I_п I_{отк.ном}

Номинальный ток ветви к.з.

кА.

=7,2 /6,96 = 1,03 >1 => по типовым кривым I_пк1=I_по *0,98=7,2*0,98 =7,05кА < 40 кА

Расчетное время = t_с.в + t_р.з = 0,025+0,01=0,035 с

i _а i _а.ном, где i _а - апериодическая составляющая тока к.з.

кА

i _а.ном - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе времени .

;

по термической стойкости

; кА² с

где 0,04=0,24 сек.

40²•2=3200кА²•с

по динамической стойкости

40 кА

102 кА

Все расчетные и каталожные данные выбора сводим в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 Расчетные и каталожные данные выключателя ВГУ-330Б-40/3150У1 и разъединителя РНДЗ-330-3200

Выбранные аппараты удовлетворяют условиям выбора.

7.2 Выбор выключателей и разъединителей в РУ - 110 кВ

Максимальный ток продолжительного режима:

= 525 А.

I_мах = 2 I_норм = 2 525= 1050 А

Выбор выключателей производим:

1. По напряжению установки: U_уст = 110кВ U_ном

2. По длительному току: I_мах = 1050 А

По табл.5.2 [2] выбираем элегазовый выключатель ВГТ-110.

Проверяем выбранный выключатель:

3. По отключающей способности

I_п I_{отк.ном}

Номинальный ток ветви к.з.

кА.

=9,5/20,58=0,46 <1 => I_пк2=I_по=9,5 кА < 40 кА

Расчетное время = t_с.в + t_р.з = 0,025+0,01=0,035 с

i _а i _а.ном, где i _а - апериодическая составляющая тока к.з.

 кА

i _а.ном - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе времени .

= 25,45 кА.

2,33 кА < 25,45 кА

4. На электродинамическую стойкость

I_по I_дин; i _у i _дин;

9,5 кА < 40 кА; 21,6 кА < 102 кА

5. На термическую стойкость

В_к I_т²t_т,

где В_к - тепловой импульс тока к.з.

В_к = I_по²(t_отк + Т_а) = 9,5 (0,2 + 0,02) = 19,85 кА²с;

I_т² t_т = 40² 3 = 4800 кА²с;

19,85 кА²с < 4800 кА²с

Аналогично производим выбор разъединителей в РУ-110кВ.

1. U_уст U_ном 110 кВ = 110 кВ

2.I_норм I_ном;1050 А < 2000 А

Выбираем по таблице 4.1 [1] разъединитель РДЗ-110-2000

1. i _у i _пр; 21,6 кА < 100 кА

2. В_к I_т²t_{т ;} 19,85 кА²с < 40²3=4800 кА²с

Все расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 7.2

Таблица 7.2 Расчетные и каталожные данные выключателя ВГТ-110 и разъединителя РДЗ-110-2000

Выбранные аппараты удовлетворяют условиям выбора.

7.4 Выбор сборных шин и ошиновки в цепи АТ- шины 330 кВ

Максимальный ток продолжительного режима:

По таблице П.3.3 [1] выбираем сборные шины 3хАС -240 с сечением провода d=3х240мм², диаметром провода d=21,62 мм, I_доп=605х3=1815 А.

I_доп =1815А> I_max=490А

Выбранный провод на термическое действие не проверяем так как шины выполнены голым проводом на открытом воздухе.

Проверку на схлестывание не проводим так как I_по<20 кА

Проверка на корону:

Начальная критическая напряженность

кв/см

где m-коэффициент учитывающий шероховатость провода, принимаем напряженность вокруг провода 0,82.

где К- коэффициент учитывающий число проверок в фазе;

r_экв- эквивалентный радиус расщепленных проводов [1, Т4.6]

а- расстояние между проводами в фазе, а=40 см

Д_ср=1,26Д=1,26•450=567 см 1,07•23,5=25,1 кв/см < 0,9•32=28,8 кв/см

Следовательно провод 3хАС240/32 проходит по условию короны.

7.5 Выбор ошиновки от сборных шин 330 кВ до автотрансформатора связи

Сечение выбираем по экономической прочности тока

Выбираем по таблице П.3.3 [1] провод 3хАС-240/32

где

I_доп =1815А> I_max=490А

Проверку на термическое действие не производим, так как шины выполнены голым проводом на открытом воздухе.

На корону ошиновку не проверяем так провод 3хАС-240/32 не коронирует.

7.6 Выбор сборных шин и токоведущих частей в цепи АТ - шины 110 кВ

Так как сборные шины по экономической плотности тока не проверяются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равный току наиболее мощного присоединения.

I_мах = 2 I_норм = 1050 А.

Выбираем по таблице П.3.3 [1] провод 2хАС-240/32,

q=21,62 мм, I_доп =2х605=12100 А.

Проверка шин на схлестывание не производится, т.к. I_по < 20 кА.

Проверка шин на термическое действие тока к.з. не производится, т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условиям коронирвания

где m=0,82 - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода

r_o=1,08 см - радиус провода.

=1,108

см;

Напряжённость вокруг провода:

1,07 Е 0,9 Е_о 12,9 кВ/см < 28,8 кВ/см

Токопровод автотрансформатор- шины 110 кВ, выполняем гибким проводом, сечение выбираем по экономической плотности тока комплектного токопровода.

j_э=1,1 А/мм² (табл.4.5[1]);q_э=I_норм/j_э=525/1,1 = 477 мм².

Выбираем провод 2хАС-240/32 (табл. П.3.3 [1]), q = 2х240 мм²=480 мм^2,

I_доп=2•605=1210А > I_max=1050 А.

7.7 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Выбор трансформатора тока встроенного в АТ со стороны 330 кВ

Трансформаторы тока встроенные в АТ1 и АТ2 со стороны 330 кВ выбираются:

1) По напряжению: U_уст U_ном; 330кВ = 330 кВ

2) По току: I_мах I_ном; 490 А < 1000 А

Выбираем трансформатор ТВТ330-1000/5 по табл.П4.5[1]

Z_2ном = 1,2 Ом, I_2ном = 5А, I_1ном = 1000А

3) По динамической стойкости встроенные трансформаторы тока не проверяются. Проверяем:

по термической стойкости

В_к (k_тI_н)²t_т,

где k_т = 25 - кратность термической стойкости

I_н - номинальный первичный ток трансформатора, кА.

(k_тI_н)t_т=(251)²3=1875 кА²с

12,44 кА²с < 1875 кА²с

Все расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.9

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 9.1 Схема установки измерительных трансформаторов

Таблица 7.9 Расчетные и каталожные данные трансформатора тока ТВТ330-1000/5

Проверяем:

по вторичной нагрузке Z₂ Z_2ном

Вторичная нагрузка трансформатора тока

Z₂ = r_приб + r_пр + r_к,

где r_приб = S_приб/I²_2ном - сопротивление приборов;

r_пр - сопротивление проводов;

r_к - сопротивление контактов.

Вторичная нагрузка трансформатора тока приведена в таблице 7.10

Таблица 7.10 Вторичная нагрузка трансформатора тока ТВТ330-1000/5

Из таблицы 7.10 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

r_приб = 0,5/5² = 0,02 Ом;

r_к = 0,05 Ом, т.к. подключается 1 прибор.

r_пр = Z_2ном - r_приб - r_к = 1,2 - 0,02 - 0,05 =1,13 Ом

Определяем сечение соединительных проводов

= 2,32 мм²

где =0,0175 - удельное сопротивление материала провода;

l_расч = 150 м - расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока.

Принимаем медные провода КВВГнг -2,5мм².

7.8.6 Трансформаторы тока, устанавливаемые на линии 330 кВ

Выбор производим по те же условиям (см. выше). По таблице 4.5 [1] выбираем трансформатор ТФУМ-330, I_1ном = 1000 А, I_T =63 кА, t_T = 1,I_2ном = 1 А.

Расчетные токи продолжительного режима:

490 A.

Все расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.11

Таблица 7.11 Расчетные и каталожные данные трансформатора тока ТВТ330-1000/5

Схема включения приборов и трансформаторов тока приведена на рисунке 7.3.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 7.3 Схема включения контрольно-измерительных приборов во вторичную обмотку трансформатора тока

Вторичная нагрузка трансформатора тока приведена в таблице 7.12 :

Таблица 7.12 Вторичная нагрузка трансформатора тока ТВТ330-1000/5

Из таблицы 7.12 видно, что наиболее загружены трансформаторы фаз А и С.

r_приб = 6,5/1² = 6,5 Ом;

r_к = 0,1 Ом, т.к. подключается 6 приборов.

r_пр = Z_2ном - r_приб - r_к = 30 - 6,5 - 0,1 =22,5 Ом

Определяем сечение соединенных проводов

= 0,11 мм²

Принимаем медные провода КВВГнг - 2,5 мм².

7.8.7 Выбор трансформаторов напряжения на шинах 330 кВ

Трансформаторы напряжения выбираем:

1) по напряжению U_уст U_ном, 330 кВ= 330 кВ

выбираем трансформатор НКФ-330-73 по [1, таблица П 4.6], имеющий два магнитопровода и четыре ступени каскадной обмотки ВН.

2) по вторичной нагрузке S₂ S_2ном.

Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по таблице 4.6 [1]

Подсчет нагрузки сводим в таблицу 7.13

Таблица 7.13 Приборы в цепи трансформатора напряжения НКФ-330-73