Проектирование тепловой электрической станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Целью данного курсового проекта является выбор наиболее подходящей структурной схемы ТЭС по технико-экономическим показателям.

Основные задачи, решаемые в курсовом проекте: разработка вариантов главной схемы ТЭС, выбор генераторов и трансформаторов, технико-экономическое сравнение вариантов, выбор наиболее экономичного, выбор и обоснование схемы РУ всех напряжений, выбор оборудования и токоведущих частей, выбор и обоснование конструкции РУ ВН.

Энергоносителем ТЭС является уголь, а в качестве основной нагрузки потребителей угледобывающее предприятие.

Генераторы ТЭС работают круглосуточно и независимо от времени года вырабатывают номинальную мощность. По линиям связи с системой производится выдача со станции избыточной энергии, а в ремонтных режимах возможно получение мощности от системы.

1. Выбор генераторов, трансформаторов, главной схемы электрических соединений

1.1 Выбор синхронных генераторов

Выбор генераторов производится по заданной номинальной мощности. Согласно заданию, необходимо выбрать 5 генераторов мощностью 63 МВт на напряжение 10,5 кВ.

Выбираем турбогенераторы ТВФ-63-2УЗ, их основные параметры приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Основные параметры турбогенераторовТВФ-63-2УЗ

Тип турбогенератора	Pном, МВт	Sном., МВА	сosцном	Iном., кА	Uном., кВ	ном. частота вращения, об/мин	, о.е.	, с
ТВФ-63-2УЗ	63	78,75	0,8	4,33	10,5	3000	0,153	0,24

Турбогенератор ТВФ-63-2УЗ имеет:

- число выводов ВН - 9;

- схема соединения обмоток статора ;

- система охлаждения:

- обмотки статора непосредственное водородное охлаждение;

- стали статора непосредственное водородное охлаждение;

- обмотки ротора непосредственное водородное охлаждение.

- система возбуждения ВЧ - от машинного возбудителя переменного тока повышенной частоты (тип ВТД-490-3000УЗ, U_В.ном.= 280/460 В, I_В.ном= 1680/2880 А );

- масса турбогенератора без возбудителя и фундаментных плит 100 т.

1.2 Составление вариантов структурной схемы станции

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

При составлении структурной схемы электростанции в РУ учитывают все выключатели. На этой стадии расчет токов к.з. обычно не производят, и типы выключателей намечают в соответствии с номинальными напряжениями и максимальными рабочими токами.

На ТЭС с генераторами 63 МВт потребители электроэнергии, расположенные на расстоянии 3-5 км, могут получать электроэнергию на генераторном напряжении. В этом случае на ТЭС сооружается ГРУ 6-10 кВ или КРУ, как правило, с одной системой шин, секционированной и реактированной.

На проектируемой станции присутствует РУ напряжения 220 кВ. Связь с системой осуществляется на напряжении 220 кВ.

Два составленных варианта структурной схемы станции представлены на рисунке 1.

1.3 Выбор повышающих трансформаторов и трансформаторов связи

Выбор трансформаторов включает в себя определение числа, типа и номинальной мощности трансформаторов структурной схемы проектируемой электроустановки.

Трансформаторы, работающие в блоке с генератором выбраны исходя из мощности генератора (), и напряжения, которое необходимо получить из генераторного.

Максимальная нагрузка на стороне 10 кВ, МВт:

1 Вариант

2 Вариант

Рисунок 1 - Варианты структурных схем станции

 (1)

где n - число линий

- мощность одной линии, МВт

P_max=16*2,4=38,4

Максимальная нагрузка на стороне 110 кВ, МВт:

P_max=2*55=110

Минимальную нагрузку определяют по графику нагрузки угледобывающего предприятия, изображенному на рисунке 2.

Рисунок 2 - График нагрузки угледобывающего предприятия

Из графика нагрузки:

(4)

(5)

Их полные мощности будут равны, МВА:

(6)

(7)

Расход на собственные нужды для ТЭС, работающей на угле, принимается равным 10% от установленной мощности генератора.

(8)

(9)

Вариант 1.

Для выбора трансформаторов связи КРУ 10 кВ с РУ 220 кВ рассчитываются перетоки мощности в минимальном, максимальном и аварийном режимах.

В аварийном режиме считается, что работает 1 генератор:



Переток мощности в минимальном режиме наибольший, следовательно, по нему выбираются трансформаторы.

(11)

Выбираются трансформаторы 2ТРДН-80000/110.

Трансформатор, находящийся в блоке с генератором, выбирается по мощности генератора, т.е.выбираем трансформатор ТДЦ-80000/110.

Параметры и основные характеристики выбранных трансформаторов приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Параметры трансформаторов (1 вариант)

Тип трансформатора		напряжения обм., кВ	Потери, кВт	, %	Iхх , %
		ВН	НН	СН	Рхх	Рк	ВН-НН	СН-НН
ТДЦ-80000/110	80	121	38,5	-	85	310	11	-	0,6
ТРДН- 80000/110	80	115	10,5	-	58	310	10,5	-	0,45

Вариант 2

На ТЭЦ с КРУ трансформаторы связи и блочные трансформаторы выбираются по мощности генератора.

;

, МВ А;

Т1: ТДЦ-80000/110;

Т2, Т3:ТРДН-80000/110;

Таблица 3 - Параметры трансформаторов (2 вариант)

Тип трансформатора		Напряжения обм., кВ	Потери, кВт	, %	Iхх , %
		ВН	НН	СН	Рхх	Рк	ВН-НН	СН-НН
ТДЦ-80000/110	80	121	38,5	-	85	310	11	-	0,6
ТРДН- 80000/110	80	115	10,5	-	58	310	10,5	-	0,45

1.4 Выбор трансформаторов собственных нужд

Расход на собственные нужды для ТЭЦ, работающей на торфе, принимается равным 10% от установленной мощности генератора.

На каждый блок устанавливается один трансформатор собственных нужд. Мощность ТСН выбирается по условию:

(13)

(14)

Для всех генераторов расчетная мощность на собственные нужды:

Выбираются трансформаторы 3хТДНС-10000/35.

Мощность резервного ТСН на электростанциях с блоками без генераторного выключателя должна обеспечить замену рабочего трансформатора собственных нужд и одновременно пуск и остановку другого блока. На ТЭЦ при наличии поперечных связей по пару выбирается один ПРТСН на каждые 6 рабочих ТСН, подключаемых отпайкой к трансформатору связи. Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 4.

Мощность ПРТСН выбирается по условию:

 (15)

.

Таблица 4 - Параметры ТСН и ПРТСН

Вариант	Тип трансформатора	Кол- во, шт	Uном, кВ	Потери, кВт	Uк, ВН, %	IХХ, %
			ВН	НН	РХ	РК
1	ТСН: ТДНС-10000/35	3	10,5	6,3	12	60	8	0,75
	РТСН: ТДНС - 16000/20	1	10,5	6,3	17	85	10	0,7
2	ТСН: ТДНС-10000/35	3	10,5	6,3	12	60	8	0,75
	РТСН: ТДНС - 16000/20	1	10,5	6,3	17	85	10	0,7

1.5 Выбор реакторов

Вариант 1

Выбор секционного реактора:

Для первого варианта схемы с ГРУ необходимо выбрать секционный реактор. При выборе сопротивления секционного реактора, установленного на ГРУ ТЭЦ, принимают наибольшее значение из указанных в каталоге для намеченного типа реактора. Секционный реактор выбирается по условию:

(16)

Выбираем реактор марки РБДГ-10-4000-0,18УЗ

Выбор линейного реактора:

На данном этапе проектирования выбор линейного реактора осуществляется по максимальному току нагрузки. Равномерно распределив нагрузку между двумя генераторами максимальный ток, протекающий через реактор, равен 1,65 кА. Выбираются сдвоенные реакторы типа РБСДГ 10-2 1600-0,25УЗ.

Вариант 2

Ток, протекающий через один реактор на КРУ, будет равен 1,65 кА. Выбирается одинарный реактор РБГ 10-2500-0,14УЗ.

1.6 Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы

Экономическая целесообразность схемы определяется критерием минимума дисконтированных издержек, тыс. руб:

, (16)

где К - капиталовложения на сооружение установки, тыс.руб.;

И_ОРК - издержки на обслуживание и ремонт, тыс.руб.;

И_ПОТ - стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб.;

В_К - средний тариф на электроэнергию (350 коп/кВтЧч);

Т_Р - расчетный период, равный 22 годам;

i- коэффициент дисконтирования, равный 0,12.

Так как сравниваются равноценные по надежности схемы, ущерб от недоотпуска электроэнергии не учитывается.

Расчет капитальных затрат приведен в таблице 5.

Издержки на обслуживание и ремонт определяются по формуле:

И_ОР=Н_ОРК, тыс.руб;(17)

где Н_ОР - норматив отчислений на обслуживание и ремонт, %.

для силового оборудования до 150 кВ - 5,9%;

для силового оборудования 220 кВ и выше - 4,9%.

Стоимость потерь электроэнергии определяется по формуле:

И_ПОТ=_ПОТДW , тыс.руб; (18)

где _ПОТ - средний тариф на электроэнергию, принимается равным _ПОТ=350 коп/кВтЧч.

ДW - потери электроэнергии, кВт·ч.

Таблица 5 - Капитальные затраты

Оборудование	Сто-ть ед., тыс. р.	Вариант 1	Вариант 2
		кол-во	стоимость	кол-во	стоимость
ТРДН-80000/110	126	2	252	2	252
ТДЦ-80000/110	113,7	1	227,4	1	227,4
ТДНС-10000/35	43	3	129	3	129
ТДНС-16000/20	58	1	58	1	58
МГГ-10-5000/45УЗ	1,945	5	9,725	5	9,725
ВГТ-110	16,5	9	148,5	11	181,5
РБДГ-10-4000-0,18УЗ	2,92	1	8,76
РБСД-10-2х1600-0,25УЗ	1,92	2	11,52
РБГ 10-2500-0,14УЗ	1,430			2	8,58
Итого			844,905		866,205
С учетом индекса роста цен k=180			152082,9		155916,7

Индекс роста цен - индекс, учитывающий изменение стоимости оборудования (по капиталовложениям) в текущем квартале по отношению к ценам на 01.01.1989 г.

Потери электроэнергии в трансформаторах определяются по формуле:

(19)

где - потери мощности холостого хода, кВт;

- потери мощности короткого замыкания в обмотках, кВт;

- расчетная (максимальная) нагрузка трансформатора, МВ·А;

- номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

- продолжительность работы трансформатора, ч;

- продолжительность максимальных потерь, определяется в зависимости от числа часов использования максимальной нагрузки , ч.

(20)

Вариант 1:

Определим потери в трансформаторах связи Т1 и Т2:

Для расчета потерь в трансформаторах связи по графикам нагрузок находится число часов использования в году максимальных потерь для этих трансформаторов, приведенных на рисунке 2.

(21)

Значение для трансформаторов связи находится по формуле (21). С помощью таблицы 6 определяется :

Таблица 6 - Данные по перетокам мощности через Т1, Т2

P, o.e.	0,6	0,7	0,75	0,8	0,85	0,9	1
	30,24	35,28	37,8	40,32	42,84	45,36	50,4
T , час	8	1	1	2	1	5	6
	83,16	78,12	75,6	73,08	70,56	68,04	63
, МВт	665,28	78,12	75,6	146,16	70,56	340,2	378

ИТОГО: 1753,92 МВт

С учетом продолжительности текущего ремонта время максимальных потерь составляет, ч:

 (22)

где - время текущего ремонта и для трансформаторов Т1 и Т2 составляет 72 ч.

Время максимальных потерь по (18) составляет, ч:

Потери электроэнергии в параллельно работающих трансформаторах связи определяются по формуле, МВт·ч:

Определим потери в блочном трансформаторе Т3:

Найдем значение для трансформаторов связи по формуле (22).

С учетом продолжительности текущего ремонта время максимальных потерь составляет, ч:

Время максимальных потерь по (20) составляет, ч:

Потери электроэнергии в блочном трансформаторе по формуле (19) составляют, МВт·ч:

Вариант 2:

Найдем значение для трансформаторов связи Т2 и Т3 по формуле (22).

С учетом продолжительности текущего ремонта время максимальных потерь составляет, ч:

Время максимальных потерь по (20) составляет, ч:

Потери электроэнергии в трансформаторах связи Т2 и Т3 по формуле (19) составляют, МВт·ч:

Потери в блочном трансформаторе Т3:

Найдем значение для трансформаторов связи по формуле (22).

С учетом продолжительности текущего ремонта время максимальных потерь составляет, ч:

Время максимальных потерь по (20) составляет, ч:

Потери электроэнергии в блочном трансформаторе по формуле (19) составляют, МВт·ч:

Суммарные потери электроэнергии, МВт·ч:

(23)

(24)

Определяются годовые эксплуатационные издержки:

а) издержки на обслуживание и ремонт по (17), тыс. руб.:

Вариант 1:

Вариант 2:

б) потери электроэнергии по (18), тыс. руб.:

Вариант 1:

Вариант 2:

Определяются дисконтированные издержки по формуле (16), тыс.руб.:

По итогам расчетов первый вариант схемы получился более выгодным по дисконтированным издержкам, следовательно, для дальнейших расчетов принимается схема варианта 1.

1.7 Выбор и обоснование схем РУ всех напряжений

Определяющими критериями при выборе схем РУ являются надежность, экономичность, ремонтопригодность, безопасность обслуживания и оперативная (техническая) гибкость.

Для РУ 110 кВ при семи присоединениях выбирается схема «две системы сборных шин с обходной системой сборных шин». Схема предусматривает наличие одного обходного (ОВ) и одного шиносоединительного выключателя (ШСВ). В нормальном режиме схема работает с фиксированным распределением присоединений (ШСВ включен). Выбор данной типовой схемы на РУ 110 кВ обусловлен тем, что при имеющемся достаточно большом количестве присоединений две системы сборных шин делят схему на две части, повышая надёжность работы РУ. Наличие ШСВ в схеме позволяет поочерёдно ремонтировать системы сборных шин, наличие ОВ и обходной системы сборных шин позволяет выполнять ремонт выключателя присоединения без его отключения.

Для генераторного распределительного устройства применяем схему с одной системой сборных шин, секционированной выключателем и реактором Схема проста и наглядна; операции с разъединителями необходимы только при выводе присоединения в целях обеспечения безопасного производства работ. Вследствие однотипности и простоты операций с разъединителями аварийность из-за неправильных действий с ними дежурного персонала мала, что относится к достоинствам рассматриваемой схемы. Авария на СШ приводит к отключению только одного источника и половины потребителей, вторая секция и все присоединения к ней остаются в работе. Реактор снижает токи КЗ

Главная схема станции приведена на рисунке 3.

Рисунок 3- Главная схема станции

2. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей

2.1 Определение расчетных условий для выбора аппаратов и проводников по продолжительным режимам работы

Определяются нормальные токи и токи наиболее тяжелых режимов для всех присоединений, в которых выбираются проводники и аппараты.

Цепь генератораG1 и G2:

(26)

(27)

0,95 - условие, при котором наибольший ток послеаварийного режима определяется при условии работы генератора при уменьшении напряжения на 5%.

Цепь трансформаторов Т1,Т2:

(28)

(29)

(30)



Цепь линии:

Линии нагрузки 110 кВ:

(31)

где n - число работающих линий;

(32)

Линии нагрузки 10 кВ:

(33)

Цепь группового сдвоенного реактора:

(34)



Результаты расчетов сводятся в таблицу 11.

Таблица 11 - Токи продолжительных режимов

Ток, кА	Элемент схемы
		Г1,2	Т1,2	Т3	ЛЭП 110	ЛЭП 10,5	РУ110	РУ 10,5
	ВН	4,33	0,401	0,382	0,266	0,236	0,401	4,33
	НН		4,399	4,33
	ВН	4,558	0,561	0,535	0,266	0,236	0,561	4,558
	НН		6,159	4,558

2.2 Выбор выключателей и разъединителей

Выбор выключателей производится по следующим условиям:

1. По напряжению установки

(35)

2. По длительному току

(36)

(37)

3. По отключающей способности

(38)

(39)

4. По динамической стойкости

(40)

(41)

5. По термической стойкости

(42)

(43)

где - время срабатывания релейной защиты;

- время отключения выключателя.

(44)

где - ток термической стойкости выключателя;

- допустимое время действия тока термической стойкости выключателя.

Выбор разъединителей производится по следующим условиям:

1. ;

2.

3.

По приведенным условиям выбираются выключатели и разъединители.

РУ 110 кВ

Выбирается выключатель ВГТ-110II-40/2500У1 (элегазовый выключатель на номинальное напряжение 110 кВ, на номинальный ток 2500 А и с номинальным током отключения 40 кА, предназначен для работы в районах с умеренным климатом) с приводом ППК - 2300 УХЛ1и разъединитель РНДЗ.1-110/2000У1 (разъединитель наружной установки двухколонковый с одним заземляющим ножом на номинальное напряжение 110 кВ и номинальный током2000 А, предназначенный для работы в районах с умеренным климатом) с приводом ПРН - 110У1.

Проверка по условиям выбора выключателя и разъединителя приведена в таблице 12.

Таблица 12 - Проверка выключателя разъединителя по условиям выбора

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГТ-110II-40/2500У1	Разъединитель РНДЗ.1- 110/2000 У1
		-
		-
		-
Bк=12,2132·(0,035+0,01)=6,712кА2·с

Выбранный выключатель и разъединитель проходят проверку.

ГРУ 10,5 кВ

Выбирается выключатель МГУ - 20 -90/6300У3 (генераторный маломасляный выключатель, усиленный, на номинальное напряжение 20 кВ, на номинальный ток 9500 А и с номинальным током отключения 90 кА, предназначен для работы в районах с умеренным климатом в закрытых помещениях с естественной вентиляцией) с приводом ПС - 31 и разъединитель РВРЗ - 1 - 20/6300У3 (разъединитель внутренней установки рубящего типа с одним заземляющим ножом на номинальное напряжение 20 кВ и с номинальный током 6300 А, предназначенный для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией в районах с умеренным климатом) с приводом ПЧ - 50.

Проверка по условиям выбора выключателя и разъединителя приведена в таблице 13.

Таблица 13 - Проверка выключателя разъединителя по условиям выбора

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель МГУ-20-90/6300У3	Разъединитель РВРЗ-1-20/6300У3
		-
		-
		-
Bк=62,3582·0,21 =816,589 кА2·с

Выбранный выключатель и разъединитель проходят проверку.

2.3 Выбор линейных реакторов

Выбираются групповые реакторы для ограничения тока КЗ в цепях линий и поддержании необходимого уровня напряжения при повреждениях за реакторами. Максимальный ток продолжительного режима одной линии нагрузки I_max= 236 А. При этом учитываем, что на первую ветвь реактора подключены три линии (708 А), а на вторую четыре (944 А). Суммарное начальное значение периодической составляющей тока КЗ на шинах 10,5 кВ I_П0=62,358 кА.

Выбираем выключатель в цепи линии ВК-10-630-20 У2.

Предварительно был выбран реактор типа РБСГ 10 - 2 х 1000 - 0,22УЗ с номинальным током ветви I_ном= 1000 А.

I_ном I_max

20001652 А.

Результирующее сопротивление цепи КЗ при отсутствии реактора, Ом:

(46)

Требуемое сопротивление цепи КЗ из условия обеспечения номинальной отключающей способности выключателя, Ом:

(47)

Требуемое сопротивление реактора для ограничения тока КЗ, Ом:

(48)

Выбираем реактор РБСГ 10 - 2х1000 - 0,22УЗ с параметрами :

U_НОМ = 10 кВ ; I_НОМ = 2000 А ; х_р= 0,22 ; i_дин = 55 кА.

Результирующее сопротивление цепи КЗ с учетом реактора, Ом:

(49)

Фактическое значение периодической составляющей тока КЗ за реактором, кА:

Выбранный реактор проверяется:

1)на электродинамическую стойкость в режиме КЗ:

(50)

(51)

где ;

Условие электродинамической стойкости выполняется.

2) на термическая стойкость в режиме КЗ:

(52)

определяются по формулам (42), (43).

Условие термической стойкости выполняется.

Остаточное напряжение на шинах ГРУ при КЗ за реактором:

(53)

Потеря напряжения при протекании максимального тока в нормальном режиме работы:

(54)

Выбранный реактор удовлетворяет всем предъявляемым требованиям.

2.4 Выбор шин и токопроводов

На проектируемой ТЭЦ блоках генератор - трансформатор участки от генераторов до трансформаторов, отпайки к ТСН и к реакторам на ГРУ выполняются комплектным пофазно-экранированным токопроводом. Выбранные токопроводы и их параметры приведены в таблице 14.

Таблица 14 - Пофазно-экранированный токопровод

Параметры	ТЭНЕ-СЭЩ-10-5000-250У1,Т1
Тип турбогенератора	ТВФ-63-2У3
Номинальное напряжение, кВ
- турбогенератора	10,5
- токопровода	10
Номинальный ток, кА
- турбогенератора	4,33
- токопровода	5000
Электродинамическая стойкость, кА	250
Токоведущая шина dЧS, мм	280Ч12
Кожух (экран) DЧ, мм	750Ч4
Междуфазное расстояние, мм	1000
Тип опорного изолятора	ОФР-20-375с
Шаг между изоляторами, мм	2500-3000
Тип применяемого трансформатора напряжения	ЗОЛ-1/6(10)
	ЗНОЛ-10
Тип встроенного трансформатора тока	ТШ-20-10000/5
	ТШВ-15Б-8000/5/5

Проверяем токопровод ТЭНЕ-СЭЩ-10-5000-250У1,Т1:

Выбранный токопровод удовлетворяет всем условиям.

Выбор сборных шин 110 кВ

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, сечение провода принимается по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае линий электропередачи.

Выбирается провод АС-300/48.

Параметры:

- сечение ;

- диаметр ;

- допустимый продолжительный ток .

Фазы располагаются горизонтально с расстоянием между ними 4 м.

Проверка на схлестывание не производится, т.к.

Проверка на термическое действие тока КЗ не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе

Проверка по условию коронирования не производится, так как выбранное сечение больше сечения минимально допустимого. Для 110 кВ по условию короны - АС-90.

Проверка на нагрев:

(55)

Токоведущие части от трансформаторов Т1, Т2 и Т3 до ОРУ 110 кВ выполняются гибкими проводами. Сечение выбирается по экономической плотности тока .

(56)

Выбирается два провода в фазе маркиАС-300/66.

Параметры:

- сечение ;

- диаметр ;

- допустимый продолжительный ток .

Фазы располагаются горизонтально с расстоянием между ними 3 м.

Проверка на нагрев:

Дополнительные проверки не производятся по указанным выше причинам.

Сборные шины ГРУ:

Выбор жестких шин:

Наибольший ток в цепи генераторов и сборных шин I_max = 4558 А. Принимаются шины коробчатого сечения 2х(150х65х7), I_ДОП = 5650 А; a = 150 мм ; b = 65 мм ; с = 7 мм ; r = 10 ; S = 1785 мм² ; W_XX = 74 ; W_УУ = 14,7 ; W_У0У0=167; J_XX = 560 ; J_УУ = 68 ; J_У0У0 = 1260.

I_доп = 56500,94 = 5311 4558А

Проверка сборных шин на термическую стойкость:

(57)

Минимальное сечение по условию термической стойкости

(58)

где - функция, значения которой приведены в таблице, равная 91 для данного материала проводника.

- интеграл Джоуля, определяемый по формуле (42).

Условие выполняется, следовательно, шины термически стойкие.

Проверка сборных шин на механическую прочность:

(59)

Предусматриваем, что шины соединены жестко между собой, а также по всей длине, тогда

(60)

где l- длина между изоляторами;

- момент сопротивления пакета шин,

a - расстояние между фазами;

- значение ударного тока в точке КЗ.

Шины механически прочны.

Выбор изоляторов:

Выбираются опорные изоляторы ИО - 10 - 20,00 У3: F_РАЗР = 20 кН ; U_Н = 10 кВ ; Н_ИЗ = 134 мм .

Проверка на механическую прочность:

(61)

где - поправочный коэффициент на высоту шины, если она расположена на ребро:

(62)

(63)

где - высота изолятора.

 (64)

Опорный изолятор отвечает всем требованиям.

Выбираются проходные изоляторы ИП - 10/6300 - 4250 У2: F_РАЗР = 42,5 кН ; U_Н = 10 кВ.

I_НОМ = 5000 I_MAX = 4558 А ;

Проверка на механическую прочность:

Для проходных изоляторов расчетная сила, Н:

(65)

Шины в цепи трансформаторов на стороне 10,5 кВ:

Выбор жестких шин:

Наибольший ток в цепи трансформатора I_max = 6159 А. Принимаются шины коробчатого сечения 2х(200х90х10), I_ДОП = 7550 А;a = 200 мм ;b = 90 мм ; с = 10 мм ; r = 14 ; S = 3435 мм² ; W_XX = 193 ; W_УУ = 40 ; W_У0У0=422; J_XX = 1930; J_УУ = 254; J_У0У0 = 4220.

I_доп = 75500,94 = 8300 7097 А.

Проверка сборных шин на термическую стойкость:

Минимальное сечение по условию термической стойкости

Условие выполняется, следовательно, шины термически стойкие.

Проверка сборных шин на механическую прочность:

(66)

Предусматриваем, что шины соединены жестко между собой, а также по всей длине, тогда

Шины механически прочны.

Выбор изоляторов:

Выбираются опорные изоляторы ИОС - 10 - 2000 УХЛ1, Т1: F_РАЗР = 30 кН ; U_Н = 10 кВ ; Н_ИЗ = 284 мм .

Проверка на механическую прочность:

Опорный изолятор отвечает всем требованиям.

Выбираются проходные изоляторы ИП - 10/6300 - 4250 УХЛ1: F_РАЗР = 42,5 кН ; U_Н = 10 кВ.

I_НОМ = 6300 I_MAX = 6159 А ;

Проверка на механическую прочность:

Для проходных изоляторов расчетная сила, Н:

Шины в цепи трансформатора собственных нужд

От стены ГРУ до выводов трансформатора собственных нужд, установленного вблизи ГРУ, соединение выполняется комплектным токопроводом. Для трансформатора ТДНС-10000/35 принимается комплектный токопровод ТЗК-10-1600-51.

Таблица 15 - Основные технические данные комплектного токопровода ТЗК-10-1600-51

Параметры	ТЗК-10-1600-51
Номинальное напряжение, кВ	10
Номинальный ток, А	1600
Электродинамическая стойкость, кА	51
Сечение токоведущих шин(из алюминия), мм	Двутавр, площадь сечения 14600 мм2
Расположение шин	По треугольнику
Характеристика кожуха:
- форма	Цилиндрическая
- материал	сталь
Исполнение по разделению	Без междуфазных перегородок
Габариты, мм:
- ширина	622
- высота	666
- предельная длина блока	Не более 12000

Ошиновка группового реактора:

Принимается комплектный токопровод ТЗК-10-2000-125. Параметры выбранного токопровода приведены в таблице 16.

Кабель в цепи линий 10,5 кВ присоединенной к групповому реактору:

Таблица 16 - Основные технические данные комплектного токопровода ТЗЭМП-10-3150-128

Параметры	ТЗК-10-2000-125
Номинальное напряжение, кВ	10
Номинальный ток, А	2000
Электродинамическая стойкость, кА	125
Сечение токоведущих шин(из алюминия), мм
Расположение шин	По треугольнику
Междуфазное расстояние, мм	-
Характеристика кожуха:
- форма	Цилиндрическая
- материал	Алюминий
Исполнение по разделению	Без междуфазных перегородок
Габариты, мм:
- ширина	706
- высота	710
- предельная длина блока	5700

Выбираем кабель ААГ 10 кВ, трехжильный.

Экономическое сечение:

Принимается кабель 240 мм², I_{доп.ном} = 270 А

Поправочный коэффициент на температуру воздуха 0,93

Допустимый ток:

(67)

где k - поправочный коэффициент на температуру воздуха, равный 0,93.

Термическая стойкость определяется по току КЗ в начале кабеля. (ПУЭ, п.1.4.17).

Ток КЗ рассчитывался при выборе реактора и равен:

Тепловой импульс тока КЗ:

(68)

Минимальное сечение по термической стойкости:

(69)

где .

Таким образом, выбранные кабели 240 мм² термически стойкие.

2.5 Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформаторы тока устанавливаются во всех основных цепях. В РУ устанавливаются на каждом выключателе. В обмотках автотрансформатора (кроме НН) и на стороне ВН блочного трансформатора, а также в их нейтралях устанавливаются встроенные трансформаторы тока.

Выбор трансформатора тока применяемого в комплектном пофазно-экранированном токопроводе ТЭНЕ-СЭЩ-10-5000-250У1,Т1. Сравнение расчетных и каталожных данных трансформатора ток ТШВ-15Б-6000/5-0,2/10P приведено в таблице 17.

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, намечают типы и количество измерительных и регистрирующих приборов. Определяется нагрузка по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока (таблица 18).

Рисунок 4- Схема включения измерительных приборов генератора

Таблица 17 - Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные	Каталожные данные

Таблица 18 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Ваттметр	Ц-42303	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	ЦЭ-6850	2,5	-	2,5
Варметр	Ц-42308	0,5	-	0,5
Ваттметр (щит турбины)	Ц-42303	0,5		0,5
Ваттметр регистрирующий	Н-3095	10	-	10
Амперметр регистрирующий	Н-3093	-	10	-
Итого:		14	10	14

Общее сопротивление приборов, Ом:

(71)

где - потребляемая мощность приборов;

- вторичный ток трансформатора тока;

Допустимое сопротивление проводов, Ом:

(71)

где - сопротивление контактов;

Для генератора 63 МВт и более применяется кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина 40 м, трансформаторы тока соединяются в полную звезду, поэтому , тогда сечение кабеля:

(72)

Принимается контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4мм.

Для остальных цепей трансформаторы тока выбираются по току и номинальному напряжению. Выбор сведен в таблицу 19.

Таблица 19 - Выбор трансформаторов тока

Место установки	Каталожные данные ТА
	Тип	, кВ	, А
Трансформаторы связи
- ВН	ТВТ 110-I-1000/5	110	1000
- Нейтраль	ТВТ110-I-1000/5	110	1000
ТСН/РТСН	ТПЛК-10-600-0,5/10P	10	600
РУ 110 кВ	ТФЗМ-110Б-2000-III-У1	110	2000
Секционный выключатель 10 кВ	ТШЛ-10-5000-10Р/10Р	10	5000
Цепь реактора	ТШЛ-10-4000/5-0,5/10Р	10	4000
Цепь линий	ТПЛ-10-600/5-0,5/10Р	10	600
От ГРУ	ТШВ-15-8000/5-0,5/10Р	15	8000

2.6 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения устанавливаются на каждой системе шин и секции сборных шин, если система шин секционирована.

Производится проверка по вторичной цепи для трансформатора ЗНОЛ.06-10У3 установленного в цепи пофазно-экранированного токопровода. Подсчет нагрузки сведен в таблицу 20.

Таблица 20 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Число приборов	Тип	Потребляемая мощность
			P, Вт	Q, Вар
Вольтметр	1	Э-378	2	-
Ваттметр	2	Ц-42303	6	-
Варметр	1	Ц-42308	2	-
Датчик активной мощности	1	ЭП8503М	10	-
Датчик реактивной мощности	1	ЭП8503М	10	-
Счетчик активной энергии	1	ЦЭ-6850	4	9,7
Ваттметр регистрирующий	1	Н-3095	20	-
Вольтметр регистрирующий	1	Н-344	10	-
Частотомер	2	Н-397	6	-
Итого			70	9,7

Вторичная нагрузка, В·А:

(73)

Выбранный трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10У1 имеет номинальную мощность 75 ВА в классе точности 0,5, необходимом для присоединения счетчиков. Таким образом,

Условие соблюдается и трансформатор будет работать в выбранном классе точности.

Для остальных цепей трансформаторы напряжения выбираются по номинальному напряжению. Выбор сведен в таблицу 22.

Таблица 22 - Выбор трансформаторов напряжения

Место установки	Каталожные данные TV
	Тип	Номинальное напряжение обмоток, В
		первичной	Основной вторичной	Дополнительной вторичной
Цепь генератора: - G1,G2, G3	3ЧЗНОЛ.06-10УЗ			100/3
	3ЧНОЛ-10-66У2	10000	100	-
ОРУ 110 кВ	3ЧНКФ-110-83УЗ	110000		100/3
ГРУ 10 кВ	3ЧЗНОЛ.06-10УЗ			100/3
Шины линий 10 кВ	3ЧЗНОЛ.06-10УЗ			100/3

2.7 Выбор ограничителей перенапряжения

Для защиты оборудования от грозовых и коммутационных перенапряжений применяются ограничители перенапряжения (ОПН). В данном курсовом проекте ОПН выбираются по типу и номинальному напряжению.

Для защиты от атмосферных и коммутационных импульсов перенапряжений выбираются следующие ОПН:

110 кВ: ОПН-110У1;

Нейтраль Т: ОПНН-110;

10 кВ: ОПН-10У1.

генератор трансформатор электроэнергия

3. Конструкция РУ

В качестве ОРУ-110 кВ выбирается типовое РУ 110 кВ с двумя рабочими и обходной системой шин.

Расстояния между токоведущими частями и от них до различных элементов РУ выбираются строго в соответствии с требованиями ПУЭ. Ошиновка ОРУ выполняется гибкими неизолированными сталеалюминевыми проводами марки АС. Для крепления гибких шин предусматриваются порталы. Выключатели ВГТ-110II-40/2500У1 расположены в один ряд вдоль дороги, необходимой для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Под силовыми трансформаторами предусмотрены маслоприемники, укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см, в аварийных случаях масло сбрасывается в маслосборники. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках, подвешенных к конструкциям ОРУ. Все ОРУ ограждается.

РУ имеет 7 присоединения и 9 ячеек.

Длина ОРУ с учетом ограждения составляет 130 м, ширина одной ячейки 48 м. Ширина РУ с учетом ограждения 54. Таким образом общая площадь ОРУ будет равна 130 54 м².

На рисунке 5 показана схема заполнения ячеек ОРУ-110 кВ.



Рисунок 5 - Схема заполнения ячейки ОРУ 110кВ: 1 -- трансформатор связи Т1, трансформатор напряжения; 2 -- линия нагрузки W1; 3 -- линия нагрузки W2; 4 -- трансформатор связи Т2; 5 -- линия связи с системой C1; 6 -- линия связи с системой C2; 7 -- блочный трансформатор Т3; 8 -- шиносоединительный выключатель; 9 -- обходной выключатель, трансформатор напряжения

Заключение

В данном курсовом проекте была спроектирована ТЭЦ, имеющая 3 турбогенератора мощностью 63 МВт. Для нее были составлены 2 конкурентоспособных варианта схемы электрических соединений, имеющих РУ всех заданных классов напряжения и трансформаторы связи между ними. Исходя из технико-экономического сравнения вариантов по дисконтированным издержкам, был выбран один из вариантов для дальнейшего рассмотрения.

По токам короткого замыкания, токам нормальных продолжительных и аварийных (ремонтных) режимов, было выбрано соответствующее оборудование станции: выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения, токопроводы. Была рассмотрена схема заполнения ячеек для ОРУ 110 кВ.

Спроектированная электрическая станция отвечает требованиям “Норм технологического проектирования” и ”Правил устройства электроустановок”.

Библиографический список

1. Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций [Текст]: учебник для техникумов/ Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. - 3 изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648с.

2. Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций [Текст]: учеб. для среднего проф. образования/ Л.Д. Рожкова, Л.К. Корнеева, Т.В. Чиркова. - Москва: Академия, 2004. - 448 с.

3. Васильев А.А. Электрическая часть станций и подстанций [Текст]/ А.А Васильев, И.П.Крючков. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576с.

4. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования [Текст]: учебное пособие для вузов/ Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. - 4-е изд., перераб. и доп. - Москва: Энергоатомиздат, 1989. - 605с.

5. Правила устройства электроустановок [Текст]: по сост. на 01.03.2007. - 7-е изд. - Москва: КноРус, 2007. - 488 с.

6. Электрическая часть станций [Текст]: метод. указ. по самостоятельной работе над курсовым проектом/ А.В. Новиков, И.В. Арасланова, Е.В. Кононова ВятГУ, 2012.

7. Требования к оформлению курсовых и дипломных проектов [Текст]: метод. указ. ВятГУ,2003.

Размещено на Allbest.ru

...