Проектирование станции ТЭЦ-349 МВт

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В настоящее время в электроэнергетике России происходят радикальные перемены: преобразуется прежняя вертикально-интегрированная структура отрасли, осуществляется разделение на естественно-монопольные и конкурентные виды деятельности, создаётся конкурентный рынок электроэнергетики и мощности, формируются новые независимые компании.

Планы развития электроэнергетики должны быть открыты и согласованы со смежными отраслями, также требующими долгосрочного планирования (газовой, угольной, нефтяной), и отраслями, связанными с производством энергетического и электротехнического оборудования.

К основным концептуальным положениям на рассматриваемую перспективу относятся следующее:

1. Развитие электроэнергетики должно быть направлено на обеспечении надёжного и безопасного (в техническом и экономическом плане) энергоснабжения потребителей.

2. Электроэнергетика не должна сдерживать развитие экономики страны в широком диапазоне уровней спроса на электроэнергию при условии проведения энергосберегающих мероприятий в экономически целесообразных пределах.

3. Основная задача на современном этапе развития российской электроэнергетики заключается в решении инвестиционных вопросов, как в области конкурентных сфер бизнеса - генерирующих компаний, так и регулируемого сектора электроэнергетики - сетевых компаний.

4. Развитие электроэнергетики России, как и ЕЭС России, должно быть направленно на:

сохранение интеграции электроэнергетических систем регионов России независимо от форм собственности и производственно-организационной структуры;

эффективное использование топливно-энергетических ресурсов регионов страны с учётом экологических требований; обеспечение эффективного функционирования конкурентного рынка электроэнергии и мощности, гарантирующего надёжность поставок электроэнергии потребителям, что неразрывно связано со сбалансированным развитием электроэнергетики и эффективностью инвестицией электроэнергетики.

Главной целью развития единой национальной электрической сети (ЕНЭС) России является обеспечение устойчивого и надёжного функционирования конкурентного оптового рынка мощности и электроэнергии, т.е. создание всем субъектам оптового рынка условий для беспрепятственной поставки на рынок своей продукции при наличии спроса на неё, а также возможности получения продукции с рынка в необходимом объёме при оплате её по цене оптового рынка.

Данная проектируемая станция ТЭЦ-349 МВт предназначена для выдачи мощности и питания населения и предприятий, связь с системой осуществляется на напряжении 220 кВ. Выдача мощности близлежащим потребителям осуществляется на напряжении 10кВ. На станции топливом является газ.

электроэнергия национальный сеть



1.Выбор генераторов

Исходя из установленной мощности станции ТЭЦ 349 Мвт и задания на курсовой проект принимаем к установке следующие генераторы:

1 Вариант: три Т3В-63-2,один генератор Т3Ф-160-2

2 Вариант: два Т3В-63-2,один генератор Т3В-63-2 и один генератор Т3Ф-160-2

Номинальные параметры генераторов заносим в таблицу 1.1.

Таблица 1.1

Тип турбо- генератора	n ном, об/мин	Sном, МВА	cosц, ном	Uном кВ	Xd"	Система Возбуждения	Охлаждение
							ротор	статор
Т3В-63-2	3000	78,75	0,8	10,5	0,153	ТС	НВ	НВ
Т3Ф-160-2	3000	188,2	0,85	15,75	0,153	ТН, СБД	НВЗ	ВЗ

Примечание к таблице 1.1.

Т3В-63-2? Т- турбогенератор, 3В- трижды водяное охлаждение, ТС-тиристорная система возбуждения, НВ- непосредственно охлаждение водой.

Т3Ф-160-2- Т- турбогенератор, 3Ф- форсированное воздушное, ТН- тиристорная независимая,СБД- диодная бесщеточная, ВЗ- воздушная, НВЗ- непосредственно воздухом. Принципиальная схема бесщеточного возбуждения генератора:

Рис 1.1



Принципиальная схема полупроводникового самовозбуждения генератора(ТН):

Рис. 1.2

Принципиальная схема независимого электромашинного возбуждения генератора(ТС):

Рис 1.3



2.Выбор двух вариантов структурных схем на проектируемой электростанции

Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов), распределения генераторов и нагрузки между распределительными устройствами разного напряжения и связи между этими РУ.

Вариант 1:

Учитывая мощность станции принимаем к исполнению структурную схему, в которой три генератора подключены к ГРУ 10 кВ мощностью по 63 МВт, и один генератор 160 МВт по блочной схеме к шинам РУ ВН 220кВ. В соответствии с нормами технологического проектирования ориентируемся на установку двух 3-обмоточных трансформаторов связи 220/35/10.

Рис.1.4



Вариант 2:

Принимаем к исполнению структурную схему, в которой два генератора подключены к ГРУ 10 кВ мощностью по 63 МВт, один генератор 160 МВт и один генератор 63 МВт по блочной схеме к шинам РУ ВН 220 кВ. В соответствии с нормами технологического проектирования ориентируемся на установку двух 3-обмоточных трансформаторов связи 220/35/10.

Рис.1.5

Выбор числа линий связи с энергосистемой:

Определяем мощность, отдаваемую энергосистеме по формуле:

3линии ВЭЛ.



Где P_max220кВ=169,57 (см. П3.6).

В связи с пропускной способностью 100 МВт по ВЭЛ на шинах высокого напряжения 220 кВ.

С перспективой развития блочной части ТЭЦ принимаем к установке 4ВЛ.



3. Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции

3.1 Выбор трансформаторов связи

На ТЭЦ должно устанавливаться два параллельно работающих трансформатора связи с РПН имеющих мощность, достаточную для выдачи в энергосистему избыточной мощности с шин ГРУ в период минимума нагрузок.

Мощность трансформаторов связи выбирается по наиболее тяжелому режиму:

1. Максимальный - все оборудование в работе, нагрузка на шинах ГРУ максимальная.

2. Минимальная - все оборудование в работе, нагрузка на шинах ГРУ минимальная.

3. Аварийный - вышел из строя наиболее мощный генератор, подключенный к шинам ГРУ, нагрузка на шинах максимальная.

Реактивные нагрузки, при известных активных нагрузках, на генераторном напряжении в максимальном и минимальном режимах определяются по формулам:

Вариант 1:

cos_Н = 0,89; tg_{Н =0,51}

cos_Г=0,8; tg_Г=0,75

P_{10 МАХ}= 140 МВт

P_{10 МIN}= 130 МВт

Q_{10 МАХ} = P_{10 МАХ} · _Н= 140· 0,51 = 71,4 МВар

Q_{10 МIN} = P_{10 МIN} ·_Н= 130 · 0,51=66,3 МВар

Реактивная мощность генератора:



Q_Г = P_Г ·_{Г ;} МВар [1.§5.12.,c 389]

Q_Г = 63 · 0,75= 47,25 МВар

Расход на собственные нужды 7 %

P_СН =· ; МВт [1.§5.12.,c 389]

P_СН =· 63 = 4,41 МВт

Q _СН = 4,41· 0,67= 2,95 МВар

Перетоки мощности через трансформатор связи определяется в трех режимах: минимальном, максимальном и аварийном.

В максимальном режиме:

S_РАСЧ= [1.§5.1.,c390(5.4.)]

S_РАСЧ== 64,27 МВА

В минимальном режиме:

S_РАСЧ= [1.§5.1.,c390(5.5.)]

S_РАСЧ== 80,81МВА

В аварийном режиме:

S_РАСЧ= [1.§5.1.,c390(5.6.)]

S_РАСЧ== 25.83МВА



По наибольшему перетоку выбираем необходимую мощность трансформаторов связи с учетом возможной перегрузки (Кп = 1,4)

Sст== 57,72 МВА

Принимаем к установке трансформатор связи ТДТН- 63000/220

Номинальные значения трансформатора заносим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1

ТИП трансформатора	Номинальное напряжение, кВ	Потери, кВт
	ВН	СН	НН	ХХ	КЗ
ТДТН-63000/220	230	38,5	11	54	220	200	170

Примечание к таблице 3.1.

Т- Трехфазный, Д- масляный с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, Т- трёхобмоточный, Н- с регулированием напряжения под нагрузкой, Первое число - номинальная мощность, кВ•А, Второе число - класс напряжения, кВ.

3.2 Выбор блочного трансформатора для генератора Т3Ф-160-2

cos_Н = 0,83; tg_Н = = 0,67

P_СН = ·= · 160= 11,2 МВт

Q _СН =Р_СН · tg_Г = 7,7 · 0,67 = 7,5 МВар

Р_Г=160 МВт

Q_Г = P_Г · _Г; МВар

Q_Г=160· 0,62 = 99,2 МВар



S_РАСЧ===126,05 МВА

Принимаем к установке блочный трансформатор ТДЦ - 200000/220.

Номинальные значения трансформатора заносим в таблицу 3.2.

Таблица 3.2.

ТИП трансформатора	Номинальное напряжение, кВ	Потери кВт	Uкз	Iхх
	ВН	НН	ХХ	КЗ
ТДЦ- 200000/220	242	15,75	130	660	11	0,4

Примечание к таблице 3.2.

Т-трёхфазный, ДЦ -охлаждение с принудительной циркуляцией воздуха и масла с ненаправленным потоком масла; Первое число - номинальная мощность, кВ•А, второе число - класс напряжения, кВ.

Вариант 2:

Так как количество и тип генераторов не изменилось, то трансформаторы связи и блочный трансформатор ТДЦ - 200000/220 возьмём из первого варианта.

3.3 Выбор блочного трансформатора для генератора Т3В-63-2

cos_Н = 0,83; tg_Н = = 0,6 7

P_СН = · = · 63 =4,41 МВт

Q _СН =Р_СН · tg_Г = 4,41 · 0,67 = 2,95 МВар

Р_Г=160 МВт

Q_Г = P_Г · _Г; МВар



Q_Г=63 · 0,75 = 47,25 МВар

S_РАСЧ= = 73,45 МВА

Принимаем к установке трансформатор ТД-80000/220

Данные трансформатора заносим в таблицу 3.4.

Таблица 3.4

ТИП трансформатора	Номинальное напряжение, кВ	Потери кВт	Uкз	Ixx
	вн	нн	хх	кз
ТД-80000/220	242	10,5	79	315	11	0,45

Примечание к таблице 3.4.

Т-трёхфазный , Д - охлаждение масляное с принудительной циркуляцией воздуха. Первое число - номинальная мощность кВ•А, второе число - класс напряжения кВ.

Рис 3.1



Рис 3.2

3.4 Секционный реактор выбирают

По напряжению;

По току ;

А.

Данный реактор вносим в таблицу 3.3.

Таблица 3.3

Тип	Потери на фазу, кВт	Электродинамическая стойкость, кА	Термическая стойкость, кА
РБДГ-10-4000-0,18	27,7	65	25,6

Примечание к таблице 4.1.

Р - реактор;

Б - бетонный;

Д - с дутьём;

Г - горизонтальная установка фаз;

Первое число - класс напряжения, кВ;

Вторе число - номинальный ток, А;

Третье число - номинальное индуктивное сопротивление.



4. Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции

Экономическая целостность схемы определяется минимальными приведенными затратами,

где К - капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.; p_н - нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12; И - годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год.; У - ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год.

Капиталовложения “К” при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяют по укрупненным показателям стоимости элементов схемы.

Вторая составляющая расчетных затрат - годовые эксплуатационные издержки, определяется по формуле:

Где p_a, p₀ - отчисления на амортизацию и обслуживание, %; ?W - потери электроэнергии, кВт • ч; в - стоимость 1 кВт • ч потерь электроэнергии, коп/кВт • ч.

Технико-экономическое сравнение проводим по приведенным затратам, учитывая все основное оборудование.

Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе определяют по формуле, кВт ч:



[2. c.327 (5.12)]

Потери электроэнергии в трехобмоточном трансформаторе определяются по формуле, кВт ? ч:

где P_x - потери мощности холостого хода, кВт; P_К - потери мощности короткого замыкания, кВт; S_max - расчетная максимальная нагрузка трансформатора, МВ•А; S_ном - номинальная мощность трансформатора, МВ•А; T - продолжительность работы трансформатора; ф - продолжительность максимальных потерь.

Рассчитываем потери электроэнергии в трансформаторах для первого варианта схемы:

Потери электроэнергии в трёхобмоточном трансформаторе связи ТДТН-63000/220:

Если в каталогах для трёхобмоточных трансформаторов даны потери КЗ пары обмоток ВН и СН Рк ВН-СН (ГОСТ 11920 - 85Е и ГОСТ 12965 - 85Е) , тогда при мощности каждой обмотки, равной 100% Sном, потери отдельных обмоток:

Рк ВН = Рк СН = Рк НН = 0,5 Рк ВН-НН.

Для трёхобмоточных трансформаторов 220 кВ (ГОСТ 17544-85) в катало- гах приведены потери КЗ для каждой пары обмоток, тогда потери отдельных обмоток:



P_{к ВН =} 0,5(P_{к ВН-СН} + P_{к ВН-НН} - P_{к СН-НН});

P_{к СН =} 0,5(P_{к ВН-СН} + P_{к СН-НН} - P_{к ВН-НН});

P_{к НН =} 0,5(P_{к ВН-НН} + P_{к СН-НН} - P_{к ВН-СН});

Ущерб от недоотпуска электроэнергии определяется только в том случае, если сравнимые варианты имеют существенное различие по надежности пита ния. Для учеба этой величины необходимо знать вероятность и длительность аварийных отключений, характер производства и ряд других факторов, более подробно рассматриваемых в специальной литературе.

В учебном проектировании сравнение вариантов, как правило, производится без учета ущерба от недоотпуска энергии.

Расчет вариантов выполняется в программе MICROSOFT EXCEL таблицы и пояснения приведены далее:



5.Расчет токов короткого замыкания

Для выбора аппаратов и токоведущих частей в заданных присоединениях необходимо рассчитать токи короткого замыкания. Составляем расчетную схему электроустановки. Указываем все элементы и их параметры, влияющие на ток короткого замыкания.

Расчетная схема.

Рис 6.1

Составляем схему замещения, в которой все элементы представляем в виде индуктивных сопротивлений, величину которых подсчитываем по формулам, в относительных единицах.

Параметры необходимые для расчёта сопротивлений элементов схемы.

С: ;

W₁-W₂:;x_уд=0,325 Ом/км.

W₃:l₃=110км; х_уд=0,325 Ом/км.

W₄:l₄=60км; х_уд=0,325 Ом/км.



;;;;

;

Реактор LR: РБДГ-10-4000-0,18

Для расчета токов короткого замыкания составляем схему замещения.

Принимаем .

Схема замещения

Рис. 6.2.

Определяем сопротивление элементов цепи.

Определяем сопротивление системы:



Определяем сопротивление линий электропередач:

==0,325110•0,68

₄==0,325•60•

Определяем сопротивление трансформаторов:

.

.

Сопротивление принимаем равное нулю и в последующих расчетах его можно не учитывать.

.



Определяем сопротивление генераторов:

Определяем сопротивление реактора:

Расчет токов короткого замыкания для точки К-1.

При трёх генераторах на ГРУ используем метод наложения.

Рис.6.3



Рис.6.4

x₂₃=x₁₂x₁₃=

x₂₄=x₁₄x₁₆==0,97

x₂₅=x₂₁+x₂₂=0,99+0,755=1,745

x₂₆= x₁₅+x₂₃=1,94+0,815=2,755

x₂₇=x₂₆x₂₄=0,72

x₂₈=x₂₇+x₂₅=0,72+1,745=2,465

Дальнейший расчет ведем в табличной форме.



Таблица 6.1.

Точка КЗ	К-1
	1000
Среднее напряжение Uср, кВ	230
Источники	Система	G1	G2+G3 + G4
Ном. мощность источников Sном, МВ•А	-	188,2	3•78,75=236,25
Результирующее сопротивление х*рез , о.е.
Базовый ток Iб =, кА
Е" (табл.3.2.)	1	1,13	1,08
	-
	-
	)
* (рис.3.8)	1	0,93	1
	4,92	0,93•2,09=1,94	1,1
kУД (табл.3.6, 3.7)	1,717	1,965	1,975
Та , с (табл.3.6, 3.7)	0,03	0,26	0,39
	11,95	5,81	3,07
	0,22	0,84	0,89
кА	15,31	2,48	1,38

Расчет токов короткого замыкания для точки К-2.

Составляем схему замещения для точки К-2.

Используя частично результаты текущих преобразований составляем схему замещения для данной точки



Рис.6.5



x₂₁= x₆ x₇ =0,99

=

=

0,815

Генератор G1 находится на значительной электрической удалённости от точки КЗ ,поэтому для упрощения расчётов его целесообразно включить в состав ветви энергосистемы, соответственно скорректировав их сопротивления.

0,4

E_экв==1,04

x₂₆= x₂₅ + x₂₁=0,4+0,99=1,39

x₂₇= x₁₆ + ==1,53

x₂₈= x₂₇ + x₂₂=1,53+0,755=2,285

Дальнейший расчет ведем в табличной форме.



Таблица 6.2

Расчет токов короткого замыкания для точки К-3.

Составляем схему замещения для точки К-3.



=

х_экв =х₂₃х₂₆=

=

С1==

С2==

Х_рез1==

Х_рез2==3,38

Дальнейший расчет ведем в табличной форме.

Таблица 6.3

Точка КЗ	К-3
	1000
Среднее напр. Uср, кВ	10,5
Источники	Система+G1	G2+G4	G3
Ном. мощность источников Sном, МВ•А	-	188,2	3•78,75=236,25
Результирующее сопротивление х*рез , о.е.
Базовый ток Iб =, кА
Е" (табл.3.2.)	1,04	1,08	1,08
	-
	-
	МГУ-20-90У3)
* (рис.3.8)	1	0,68	0,58
	16,92	12,635	17,75
kУД (табл.3.6, 3.7)	1,904	1,94	1,959
Та , с (табл.3.6, 3.7)	0,06	0,25	0,24
	45,56	69,33	84,80
	0,11	0,59	0,56
кА	2,39	21,08	24,24

Далее записываем результаты в сводную таблицу результатов.



Таблица 6.4



6. Выбор электрических аппаратов токоведущих для заданных цепей

6.1 Выбор выключателей и разъединителей в цепи блока с генератором 160МВт, работающего на шины 220 кВ

Расчётный ток продолжительного режима в цепи блока генератор-трансформатор определяется по наибольшей электрической мощности генератора.

В режиме продолжительной перегрузки ток определяется при снижении напряжения на 5%:

Выбираем выключатель ВГТ-220-40/2500У1 и разъединитель РДЗ-220/2000.

Таблица 7.1.

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГТ-220-40/2500 У1	Разъединитель РДЗ-220/1000 У1
		-
		-
		-

Термическая стойкость определяется по формуле:

В_К =I²_по(t_откл+Т_a )=8,11²(0,2+0,26)=30,25кА²/с [4. §3.8., с.140.(3.46)]

6.1.1 Выбор сборных шин 220кВ

Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются (П.1.2.28 ПУЭ), поэтому выбор сечения шин производим по допустимому току.

Принимаем к установке ошиновку выполненную проводом марки АС-400/22, d=26,6 мм, Iдоп=830 А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 400 см.

Проверка шин на схлестывание не производится так как .

Проверка на термическое действие не производиться т.к. токопровод выполнен голым неизолированным проводом на открытом воздухе.

Проверка по условиям коронирования:



Проверяем напряженность вокруг провода.

Здесь принято U=242кВ ,так как на шинах электростанции поддерживается напряжение 1,1U_ном.

Условия проверки по:

.

Провод АС-400/22 по условию короны проходит.

6.1.2 Выбор изоляторов 220 кВ

Принимаем к установке подвесные полимерные изоляторы типа ЛК160/220-АIV.

6.1.3 Выбор трансформатора тока

Принимаем трансформатор тока типа ТРГ-220 У1.

Расчетный ток нагрузки:

Данные заносим в таблицу 7.2.



Таблица 7.2

Расчетные данные	Каталожные данные ТРГ-220 У1
кВ	кВ
А	А
	-
с	с
,95 Ом	Ом

Таблица 7.3.

Прибор	Тип	Нагрузка фаз, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-365	0,5	-	-
Итого	0,5	-	-

Из таблицы 7.3. видно, что наиболее загружены ТА фазы А

Рассчитываем общее сопротивление приборов

Сопротивление контактов принимаем ,так как количество подключённых приборов меньше трёх.

Принимаем кабель КВВГ удельное сопротивление меди =0,0175 Ом

Расчётная длина кабеля, так как прибор установлен в одну фазу.

Длина кабеля , тогда .

Ом



Определяем расчетное сечение контрольного кабеля:

По условию механической прочности токовых цепей принимаем минимально допустимое сечение контрольного кабеля с медными жилами и определяем действительную нагрузку ТА:

Условие проверки Ом Ом, выполнено.

6.1.4 Выбор трансформатора напряжения

Принимаем к установке трансформатор типа НАМИ-220-УХЛ1. Технические характеристики сведены в таблицу 7.4.

Таблица 7.4

Тип TV	Класс нап., кВ	Номинальное напряжение обмоток, В	Номинальная мощность, ВА, в классе точности
		Первичной	Основной вторичной	Доп. вторичной
					0,2	0,5	1	3
НАМИ-220-УХЛ1	220	220	100	100	-	400	600	1200

Проверим его по вторичной нагрузке. Для определения мощности, потребляемой КИП, составляется таблица 7.5.

Таблица 7.5

Прибор	Место установки КИП	Тип	Мощность одной обмотки, ВА	Количество обмоток	Количество приборов	Мощность потребляемая приборами, S2, ВА
Вольтметр	Сборные шины	Э-365	2	1	2	4
Вольтметр регистрирующий		Н-394	10	1	2	20
Суммирующий ваттметр		П-395	10	2	2	40
Ваттметр	Воздушные ЛЭП	Д-335	1,5	2	4	12
Варметр		Д-335	1,5	2	4	12
Счетчик акт/реакт. энергии		СЭТ-4ТМ.02-03	1,5	3	4	18
Итого	104

Вторичная нагрузка ВА ВА в классе точности 0,5. Условие проверки выполнено.



7. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей по номинальным параметрам

7.1 Выбор выключателей и разъединителей на 35 кВ

В соответствии с П.13.28 ПУЭ, сечение в пределах РУ всех напряжений выбирается по условию нагрева длительно допустимым током нагрузки , чтобы:

Imax. ? Iном.

Расчетные токи принимаем по таблице 6.4 кА; кА; кА. Выбираем выключатель для наружной установки, ВГТ-35-50/3150У1, U_ном=35кВ, I_ном=3150А. Выбранный по условиям нормального режима выключатель проверяется по токам КЗ:

, где = 50кА.

- момент размыкания контактов выключателя.



=36,7%.

Дальнейший расчёт проводим в таблице 8.1.

Таблица 8.1

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГТ-35-50/3150У1	Разъединитель РДЗ-35Б/2000УХЛ-1
		-
	50 кА	-
	=25,87к	-
	кА

7.2 Выбор гибких шин 35 кВ

По таблице П3.4 принимаем к установке АС-300/39, d=24 мм; I_доп=710А.

Проверка шин на схлестывание не производиться, так как .

7.2.1 Выбор трансформатора тока 35 кВ

Принимаем к установке трансформатор тока типа ТРГ-35 У1.

Технические характеристики его сведены в таблицу 8.2.



Таблица 8.2.

Расчётные данные	Каталожные данные ТРГ-35 У1
Uуст =35кВ	Uном =35кВ
Iмах =649,62А	Iном =1000А
Iуд =51,79кА
Вк =	=

7.2.2 Выбор трансформатора напряжения 35 кВ

Принимаем к установке трансформатор напряжения НАМИ-35-УХЛ1.

Технические характеристики их сведены в таблицы 8.3.

Таблица 8.3

Тип трансформатора напряжения	Класс напр.	Номинальное напряжение обмоток, В	Номинальная мощность, В•А в классе точности
		Перв.	основной вторичной	Дополнит. вторичной	0,5	1	3
НАМИ-35-УХЛ1	35	35	100	100	360	500	1200

7.2.3 Выбор изоляторов35 кВ

Принимаем к установке подвесные полимерные изоляторы типа ЛК70/35-АIV.

7.2.4 Выбор ограничителей перенапряжения 35кВ

Принимаем к установке ОПН-35-УХЛ1.

7.2.5 Выбор выключателей и разъединителей для ГРУ 10 кВ

Определяем расчетный ток продолжительного режима:



Расчетные токи принимаем по таблице 6.4.

; кА; кА; кА.

Принимаем предварительно к установке выключатель типа МГУ-20-90У3 [3.П4.1,c201] и разъединитель типа РВЗ-20-6300. [Л.3.П4.4,c204]

Выбор производится в табличной форме.

Данные заносим в таблицу 8.4.

Таблица 8.4

Расчетные данные	Выключатель МГУ-20-90У3	Разъединитель РВЗ-20-6300
кВ	кВ	кВ
А	А	А
кА	кА	-
кА	-	-
кА	кА	-
кА	кА	кА
кс	кА2с	кА2с

Принимаем окончательно к установке выключатель типа МГУ-20-90У3 и разъединитель типа РВЗ-20-6300.

7.2.6 Выбор сборных шин

Выбор сечения шин производим по допустимому току:

[Л.4.§4.1.,c170(4.2.)]

Принимаем по таблице [3.П3.6,c182] шины коробчатого профиля 2 х(150х65х7) с сечением 2х1785 , 5650 А.



7.2.7 Выбор изоляторов

Выбираем опорные изоляторы ИО-10-20У3; 20 кН; высота изолятора 134 мм, таблица 5.7[2]. Проверяем изоляторы на механическую

прочность. Максимальная сила, действующая на изгиб, по таблице 4.3[Л.1]:

[Л.4.тб.4.3,c185]

Поправка на высоту коробчатых шин

кН

Поэтому изоляторы ИО-10-20У3 приняты. Выбираем проходной изолятор ИП-10/5000-42,5У2;

кВ;АА;кН. Проверяем изолятор на механическую прочность:

кНкН.

7.2.8 Выбор шин в цепи генератора

[Л.4.§4.1.,c170(4.2.)]



Ошиновку в пределах закрытого РУ выбираем по допустимому току.

Принимаем алюминиевые шины коробчатого профиля

2 х(125х55х6,5) такие же , как и для сборных шин.

7.2.9 Выбор комплектного токопровода

От выводов генератора до стены главного корпуса и далее, до главного распределительного устройства, токоведущие части выполняются пофазно-экранированным комплектным токопроводом. Выбираем по таблице ПЗ.10 ТЭНЕ-10/5000:кВ, А, кА.

Проверяем токопровод:

;

.

7.2.10 Выбор трансформатора тока

Ориентировочно принимаем трансформатор типа ТШВ 15-6000-02/10Р [П4.5,Л.3]

Расчетный ток был приведен в пункте 8.2.1.Данные заносим в таблицу 8.5.

Таблица 8.5

Расчетные данные	Каталожные данные
кВ	кВ
А	А
кА	-
кА2с	кА2с

7.2.11 Выбор трансформаторов напряжения

Выбор трансформаторов напряжения в цепи генератора

Ориентировочно принимаем к установке трансформатор типа ЗНОЛ.06-

10У3.[П4.6,с211,Л.3] Технические характеристики сведены в таблицу 8.6.

Таблица 8.6

Тип TV	Класс нап., кВ	Номинальное напряжение обмоток, В	Номинальная мощность, ВА, в классе точности
		Первичной	Основной вторичной	Доп. вторичной
					0,2	0,5	1	3
ЗНОЛ.06-10У3	10				50	75	150	300

Выбор трансформаторов напряжения на сборных шинах

Выбираем для установки на каждой секции сборных шин 10,5кВ трансформаторы напряжения трёхфазные антирезонансные с масляной изоляцией типа

НАМИТ-10-УХЛ2. [Л.3,П4.6,с212]

Технические характеристики их сведены в таблицу 8.7.

Таблица 8.7.

Тип TV	Класс нап., кВ	Номинальное напряжение обмоток, В	Номинальная мощность, ВА, в классе точности
		Первичной	Основной вторичной	Доп. вторичной
					0,5	1	3
НАМИТ-10-УХЛ-2	10	10000	100		200	300	600



8. Выбор способа синхронизации

Синхронные генераторы могут включаться на параллельную работу способ

точной синхронизации и способом самосинхронизации.

При точной синхронизации, когда генератор включается возбужденным, необходимо, чтобы в момент его включения в сеть были выполнены следующие условия:

- Равенство действующих значений напряжения подключаемого генератора и сети;

- Равенство частот напряжений генератора и сети;

- Совпадение фаз одноименных напряжений генератора и сети.

Несоблюдение хотя бы одного из указанных условий при точной синхронизации приводит к большим толчкам тока, опасным не только для подключаемого генератора, но и для устойчивой работы энергосистемы.

Разность напряжений при включении генератора в сеть допускают до 5-10% номинального, вследствие чего опасных перегрузок генератора по току не возникает. Угол расхождения векторов напряжений синхронизируемых источников в момент включения не должен превышать 10-20 эл. град. Напряжение биения изменяется во времени с частотой, равной полусумме частот напряжений синхронизируемых источников, а его амплитуда колеблется в пределах от нуля до 2U_фт с частотой, равной полуразности частот генератора и системы.

Таким образом, при неравенстве частот всегда существует опасность включения в неблагоприятный момент при значительной величине напряжений. Кроме того, при большой разности частот машина может не втянуться в синхронизм. Это заставляет ограничивать допустимую разность частот при включении величиной 0.1%

Наибольший уравнительный ток возникает при угле , равном 180 эл. град.

Если предположить, что генератор включается на параллельную работу с мощной энергосистемой (Х_с приближенно равно 0).

Приближение частоты вращения генератора к синхронной и плавное регулирование ее осуществляется воздействием на регуляторы частоты вращения первичных двигателей (паровых или гидротурбин). Изменение напряжения подключаемого генератора осуществляется путем воздействия на уменьшение или увеличение тока в обмотке возбуждения.

При точной синхронизации момент подачи импульса на включение определяется по стрелке синхроноскопа, которая вращается с угловой скоростью скольжения (разности частот). Воздействуя на регуляторы скорости первичного двигателя, добиваются уравнивания частот, так чтобы стрелка синхроноскопа делала не более одного оборота за 20с. На шкале синхроноскопа нанесена черта, соответствующая совпадению напряжений по фазе. Импульсы на включение выключателя генератора следует подавать в момент, когда стрелка синхроноскопа немного не дошла до черты, так как необходимо учесть собственное время включения выключателя.

Точная синхронизация может быть ручной и автоматической.

При ручной точной синхронизации все операции производятся оперативным персоналом вручную. Для исключения неправильных действий персонала в схему синхронизации вводится специальная блокировка, которая автоматически препятствует прохождению импульса на включение выключателя, если он был подан в неблагоприятный момент.

Автоматическая синхронизация выполняется с помощью специальных устройств автоматических синхронизаторов, которые имеют весьма сложную схему, позволяющую производить регулировку напряжения и частоты синхронизируемого генератора и осуществлять его включение в сеть без участия обслуживающего персонала.

Недостатком способа точной синхронизации являются сложность и длительность процесса, особенно в условиях аварийного режима работы энергосистемы, сопровождающегося колебаниями частоты и напряжения, необходимость высокой квалификации обслуживающего персонала, возможность тяжелых аварий при нарушении условий синхронизации.

На проектируемой электростанции в качестве синхронизации предусматривается применения способа точной автоматической синхронизации с использованием УБАС (устройство бесконтактной автоматической синхронизации).



9. Выбор схемы собственных нужд и трансформаторов собственных нужд

На проектируемой электростанции один генератор соединен блоком и три генератора присоединены к ГРУ-10 кВ, поэтому распределительное устройство собственных нужд получает питание непосредственно с шин ГРУ.

9.1 Выбор реактора собственных нужд

На части ТЭЦ намечаем к установке реактор серии РБГ на номинальное напряжение 10 кВ.

МВА

где Рс.н. - мощность потребителей собственных нужд генераторов, подключенных к ГРУ;

к_с - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки.

Принимаем к установке реактор собственных нужд РБГ-10-400-0,35.

Пускорезервный реактор собственных нужд, принимаем на ступень выше, подключаем к генераторному распределительному устройству. Принимаем к установке реактор РБГ-10-630-0,25.



9.2 Выбор трансформатора собственных нужд

Принимаем к установке трансформатор собственных нужд ТДНС-10000/35.

Технические характеристики его сведены в таблицу 10.2.

Таблица 10.1.

Тип трансформ.	Номинальное напряжение, кВ	Потери, кВт	Напряжение короткого замыкания, %	Ток холостого хода, %
	ВН	НН	Холостого хода	Короткого замыкания
ТДНС-10000/35	15,75	10,5	12	60	8	0,75

Для питания резервной магистрали блочной части станции применяем реактор подключенный к ГРУ, выбираем реактор РБГ-10-1000-0,35, с номинальным током 1000А, так как его мощность должна обеспечивать замену рабочего трансформатора одного энергоблока и одновременный пуск или аварийный останов второго энергоблока. В целом на электростанции применяем одну резервную магистраль, для блочной и не блочной части станции, которую питает реактор РБГ-10-1000-0,35.

Технические характеристики его сведены в таблицу 10.2.

Таблица 10.2

Тип реактора	Масса фазы, кг	Установочные размеры.	Цена за фазу, руб.
		Y	X		Диаметр установки изоляторов D
РБГ-10-1000-0,35	4885	3620	2385	1070	1590	815



10.3. Выбор сдвоенных реакторов для питания потребителей с шин ГРУ-10кВ:

Принимаем к установке 3 сдвоенных реактора РБСДГ-10-2х2500-0,14

Р- реактор;

Б- бетонный;

С- сдвоенный;

Д- с дутьём;

Г- горизонтальная установка.



10.Описание конструкции распределительного устройства

10.1 Описание конструкции ЗРУ 10 кВ

Здание ЗРУ сооружается из стандартных железобетонных конструкций, несущие колонны расположены в два ряда через каждые 6м. на колонны опираются балки перекрытия пролётом 15м. Высота здания до балок 9.6м. Стены из железобетонных плит не имеют оконных проёмов. Основой ячеек является стальной каркас, на который опираются плиты междуэтажного перекрытия на высоте 4.8м. таким образом, здание ЗРУ двухэтажное. Всё оборудование расположено в два ряда. Сборные шины коробчатые, алюминиевые 2(150/65/7)мм. Тяжёлое оборудование-выключатели МГУ-20-90/6300УЗ, реакторы РБДГ-10-4000-0,18УЗ, расположены на первом этаже, фундаментом для них служат железобетонные конструкции туннелей для силовых и контрольных кабелей. От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполнены комплектным токопроводом ТЭНЕ-10/5000.

На ЗРУ устанавливаются трансформаторы типа ТШВ 15-6000-02/10Р, с классом точности 0,5 и трансформатор напряжения типа НАМИТ-10-УХЛ-2.

10.2 Описание конструкции ОРУ 35 кВ

ОРУ 35 кВ по схеме с одной секционированной системой шин сооружается из блоков заводского изготовления. Гибкие шины и ошиновка выполнены проводами АС- 300/39. Гибкие шины крепятся к порталам при помощи подвесных полимерных изоляторов типа ЛК70/35-АIV. В таком ОРУ все оборудование смонтировано на заводе и готовыми блоками поставляется для монтажа. Разъединители в блоках расположены на небольшой высоте, что облегчает их ремонт. Для безопасности обслуживания блоки имеют сетчатое ограждение.

Блок выключателя - это металлическая конструкция, на которой смонтированы выключатель ВГТ-35-50/3150У1 , шинный и линейный разъединитель РДЗ-35Б/2000УХЛ-1. Привод выключателя установлен в шкафу, закрепленном на той же металлической конструкции. Выключатель и разъединитель сблокированы между собой для предотвращения неправильных операций.

Блок шинных аппаратов также представляет собой металлическую конструкцию, на которой смонтированы разъединители РДЗ с двумя заземляющими ножами, трансформатором тока ТРГ-35 и трансформатором напряжения НАМИ-35-УХЛ1. На конструкции крепится релейный шкаф наружной установки. Вся регулировка и наладка оборудования в пределах блока осуществлены на заводе, что значительно облегчает монтаж и включение подстанции в работу.

10.3 Описание конструкции ОРУ 220 кВ

ОРУ-220 кВ выполнено по схеме с двумя рабочими и одной обходной системами шин. Сборные шины и ошиновка выполнены проводами АС-400/22. Гибкие шины крепятся к порталам при помощи подвесных полимерных изоляторов типа ЛК120/110-IV. Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами стандартные , железобетонные. Расстояние между фазами четыре метра, что обеспечивает доступность и легкость обслуживания. Две рабочие системы шин примыкают друг к другу; обходная система шин отнесена за линейные порталы. Выводы к трансформаторам пересекают две рабочие системы шин. Компоновка и конструкция ОРУ обеспечивают возможность применения автокранов, гидравлических подъемников, телескопических вышек и инвентарных устройств для механизации ремонтных работ. Возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения смежных присоединений обеспечивается путем соблюдения «ремонтных расстояний». На ОРУ 220 кВ установлены выключатель ВГТ-220-40/2500 У1 и разъединитель типа РДЗ-220/1000 У1. К сборным шинам подключен трансформатор напряжения типа НАМИ-220-УХЛ1 и для питания токовых обмоток приборов установлены трансформаторы тока типа ТРГ-220. По территории предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования.

Согласно НТП с учётом класса напряжения U_ном=220кВ, а так же с количеством присоединений n=7 принимаем схему с двумя рабочими и одной обходной системами шин.

Достоинства:

- малое количество выключателей (один на одно присоединение);

- достаточно высокая надежность схемы;

- относительно малое время перерыва электроснабжения при авариях на одной из системы сборных шин.

На шинах потребителей ГРУ 10кВ, без наличия резерва по питанию потребителей на шинах ГРУ, принимаем схему с двумя системами сборных шин с последовательным расположением секций и схему с одной секционированной и обходной системой шин.

Схема с одной секционированной и обходной системой шин.

Достоинства:

- малое количество выключателей (один на одно присоединение);

- относительно малые массы, габариты и стоимость РУ.

Схема с двумя системами сборных шин с последовательным расположением секций.

Достоинства:

- схема гибкая и достаточно надежная;

- в этой схеме можно использовать шиносоединительный выключатель для замены выключателя любого присоединения;

- эта схема позволяет производить ремонт одной системы шин, сохраняя в работе все присоединения.



Библиографический список

электроэнергия национальный сеть

1. Правила устройства электроустановок. - 7-е изд. - Санкт-Петербург, 2002.

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

3. Карнеева Л.К. Электрооборудование станций и подстанций: практикум для студентов образовательных учреждений сред. проф. образования.- М.: Издательский центр «Академия».2006. -221 с.

4. Рожкова Л.Д., Карнеев Л.К., Чиркова Т.В., Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для сред. Проф. Образования - М.: Издательский центр «Академия», 2004.-448 с.

5. В.П. Федорченко. Топливно-энергетический комплекс в Российской народнохозяйственной системе: М.: «Прогресс»,2009.-216 с.

6. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов.-3-е изд., перераб. и доп.-М.:Энергоатомиздат,1987.-648 с.: ил.

7. Методические рекомендации оп расчету среднегодовых технико-экономических показателей ТЭЦ-Иваново, 2002-54с.

Размещено на Allbest.ru

...