Электрическая часть главной энергетической установки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

НИУ «МЭИ»

ИНСТИТУТ ДИСТАНЦИОННОГО И ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

Кафедра "Электрические станции"

КУРСОВАЯ РАБОТА

по теме «Электрическая часть ГЭУ»

Студент Касаджик Александр Г.

группа ИДз-0103-14

Преподаватель Чо Д.И.



Введение

Энергетика является определяющей отраслью для развития экономики России, без её развития прогресс в стране невозможен.

В энергетическом балансе России основное место занимает теплоэнергетика, на долю которой приходится около 40% топлива, добываемого в стране. Доля энергетики в топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) страны составляет 25%.

Энергетика России многие годы строилась на использовании органических топлив с превращением тепла в электрическую энергию с помощью паровых турбин. Но на данный момент эта технология, да и сам уровень совершенствования этих установок отстали от мировых и это отставание необходимо срочно преодолевать.

КПД современных газовых турбин близок к 40%, а при использовании комбинации газотурбинного цикла с паротурбинным КПД увеличивается до 60%.

Несомненный интерес для России представляет и большая гидроэнергетика, которая должна развиваться особенно на Дальнем Востоке и в некоторых районах Сибири.

Атомная энергетика, несомненно, нужна стране, особенно для тех районов, например, Европейская часть России, где нет местных топливных ресурсов, а завоз их очень дорог. Но необходимо иметь в виду, что сегодня атомная энергетика существенно дороже топливной и существует ещё фактор общественного противодействия после Чернобыльской катастрофы. Рост её необходим и реален, но даже если произойдет удвоение мощности атомной энергетики к 2020 г., то и тогда доля её в перспективном суммарном производстве электроэнергии страны составит не более 15-17%.

Из всего вышесказанного следует, что дальнейший прирост энергетических мощностей России должен осуществляться, главным образом, за счет производства электроэнергии на основе использования органических топлив.

Единая энергетическая система России охватывает всю обжитую территорию страны от западных границ до региона Дальнего Востока и является одним из крупнейших в мире централизованно управляемым энергообъединением, граничащим с энергообъединениями стран Европы и Азии. В составе ЕЭС России работают параллельно 6 объединенных энергосистем (ОЭС) - Центра, Средней Волги, Урала, Северо-запада, Северного Кавказа и Сибири.

Производство электроэнергии в 2000 г. в целом по России составило 878 млрд. кВт·ч, в том числе АЭС - 129 млрд. кВт·ч, ГЭС - 165 млрд. кВт·ч, ТЭС - 584 млрд. кВт·ч. Объем экспорта электроэнергии из ЕЭС России в 2000г составил 13 млрд. кВт·ч.

В 2000 г установленная мощность электростанций ЕЭС России (с ОЭС Востока) составляла 199,2 млн. кВт или 93% от установленной мощности электростанций РФ. В структуре генерирующих мощностей ЕЭС России (с ОЭС Востока) ГЭС и ГАЭС составляют 41,7 млн. кВт (21%), АЭС - 21,3 млн. кВт (11%) и тепловые электростанции - 136,2 млн. кВт (68%). Производство электроэнергии электростанциями ЕЭС России в 2000 г составило 846,1 млрд. кВт·ч или 97% от выработки электроэнергии всеми электростанциями РФ, в т.ч. на ГЭС произведено 155,4 млрд. кВт·ч (18%), на АЭС - 128,7 млрд. кВт·ч(15%) и на ТЭС - 562 млрд. кВт·ч (67%).

Основная электрическая сеть объединенных энергосистем ЕЭС России сформирована с использованием двух систем номинальных напряжений. На большей части территории России используется система напряжений 220-500 кВ. В ОЭС Северо-запада, западных районах ОЭС Центра и частично в ОЭС Северного Кавказа - 330-750 кВ.

Межсистемные связи в ОЭС России сформированы, в основном, на напряжениях 220, 330, 500, 750 кВ.

Появление в последнее время вынужденных неоптимальных режимов работы электростанций, увеличение реверсивных перетоков мощности по электрическим сетям привели к увеличению относительных потерь электроэнергии. В 2000 г потери электроэнергии в электрических сетях РФ составили 99,2 млрд. кВт·ч или 12,75% от отпущенной электроэнергии в сеть, а в 1991 г они составляли 8,35%.

Одной из наиболее актуальных задач в перспективный период является техническое перевооружение существующих электростанций. В последние годы в условиях финансового кризиса экономики происходит постоянное нарастание объемов оборудования, выработавшего свой парковый ресурс, что приводит к недостаточной эффективности процесса производства электроэнергии и к снижению надежности энергоснабжения потребителей. В настоящее время предельной наработки достигли 34 млн. кВт мощностей ТЭС и ГЭС, к 2015 г парковый ресурс выработают 125 млн. кВт.

Целью данного курсового проекта является проектирование электрической части ГЭС, строящейся для питания потребителей. Установленная мощность станции составляет 200 МВт (2 генератора по 100 МВт). Питание потребителей предполагается осуществлять на напряжении 220 кВ и 13,8 кВ. Электрическая станция имеет связь с энергосистемой по двум линиям 220 кВ.

При проектировании производится разработка варианта структурной схемы станции, выбор основного оборудования - генераторов, трансформаторов, реакторов, выполняется расчет токов короткого замыкания и выбор электрических аппаратов и токоведущих частей.



1. Выбор генераторов, трансформаторов, главной схемы электрических соединений и схемы собственных нужд

1.1 Выбор генераторов

Выбор генераторов производится по заданной номинальной мощности P_ном=100 МВт, и по номинальному напряжению U_ном=13,8кВ. Согласно /3/ выбираются четыре генератора СВ-1500/170-96.

Номинальные параметры генераторов представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Номинальные параметры генераторов

Генератор		, МВт.
СВ-1130/250-48		100	117,65	0,85	13,8	4,92	0,22	0,24

1.2 Составление вариантов структурной схемы станции

Структурная схема электрической части станции задает распределение генераторов между РУ различных напряжений, определяет электромагнитные связи (трансформаторные и автотрансформаторные) между РУ и состав блоков генератор - трансформатор.

На проектируемой станции присутствуют РУ двух напряжении: 220 и 13,8 кВ. Связь с системой осуществляется на напряжении 220 кВ.

Распределение генераторов по напряжениям производим таким образом, чтобы получить минимальную мощность трансформаторов связи. Целесообразным может оказаться один из вариантов структурных схем ГЭС, приведенных на рисунках 1,2.

В первом варианте структурной схемы станции 2 генератора 100 МВт присоединены к 220 кВ через блочные трансформаторы. Структурная схема станции представлена на рисунке 1.1.

Во втором варианте структурной схемы станции два генератора 100 МВт присоединяются к РУ 330 кВ через один блочный трансформатор. Структурная схема станции представлена на рисунке 1.2.

Рисунок 1.1 - Первый вариант структурной схемы станции

Рисунок 1.2 - Второй вариант структурной схемы станции

1.3 Выбор трансформаторов

На ГЭС предусматривается установка блочных трансформаторов.

1.3.1 Выбор трансформаторов для первого варианта структурной схемы

Блочные трансформаторы выбираются по мощности присоединённого генератора, то есть для трансформатора Т1-2 Т1-2 - ТДЦ-125000/220.

1.3.2 Выбор трансформаторов для второго варианта структурной схемы

Блочные трансформаторы выбираются по мощности присоединённого генератора, то есть для трансформатора Т1 Т1 - ТДЦ-250000/220.

Параметры выбранных трансформаторов и автотрансформаторов представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Параметры трансформаторов и автотрансформаторов

Тип	Sном, МВ·А	Uном обмоток, кВ	uк, %	Потери, кВт
		ВН	СН	НН		ДPx	ДPк
ТДЦ-125000/220	125	242	-	13,8	11	120	380
ТДЦ-250000/220	250	242	-	13,8	11	207	600

1.4 Выбор трансформаторов собственных нужд

Мощность собственных нужд , МВ·А, одного генератора определяется по формуле



,	(1.1)

МВ·А.

Мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН) определяется по мощности нагрузки собственных нужд , МВ·А,

,	(1.2)

где - коэффициент спроса, , для ГЭС,

МВ·А.

Выбираются трансформаторы собственных нужд ТМНС-6300/13,8. Распределительное устройство собственных нужд выполняется с одной системой сборных шин. Количество ТСН принимается равным двум, так как на генератор имеются генераторные выключатели и количество блоков равно 2, принимается один резервный трансформатор подключаемый к РУ 220 кВ.

Таблица 1.4 Параметры трансформаторов собственных нужд

Тип трансформатора	SНОМ, МВА	UНОМ, кВ	UК,%	PХ, кВт	РКЗ, кВт
		ВН	НН
ТМНС-6300/13,8	6,3	13,8	6,3	8	8	46,5

1.5 Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы станции

Экономическая целесообразность схемы определяется критерием минимума дисконтированных издержек, для расчёта которых вычисляются капитальные вложения на сооружение станции, издержки на обслуживание и ремонт, стоимость потерь электроэнергии. Капиталовложения определяются по укрупненным показателям стоимости элементов схемы. Расчет капитальных затрат приводится в таблице 1.3. Все данные необходимые для расчёта берутся из справочника /8/ с ценами 2000 года.

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

Таблица 1.3 - Капитальные затраты

Тип оборудования	Стоимость единицы (цена 2000 г.)	Вариант 1	Вариант 2
		Количество	Стоимость	Количество	Стоимость
	тыс. руб.	шт.	тыс. руб.	шт.	тыс. руб.
Блочные трансформаторы
ТДЦ-125000/220	12960	2	25920
ТДЦ-250000/220	19800			1	19800
Ячейки ОРУ
220 кВ	15000	7	105000	6	90000
Полная стоимость схемы станции			130920		109800

Предполагается, что используются следующие схемы РУ:

ОРУ 220 кВ - две системы сборных шин с обходной.

Издержки на ремонт и обслуживание , тыс. руб., определяются по формуле

,	(1.3)

где - норматив отчислений на ремонт и обслуживание, для электрооборудования напряжением до 150кВ - 0,059, 220 кВ и выше - 0,049;

- капиталовложения на сооружение станции;

i - номер варианта схемы.

;

Стоимость потерь электроэнергии , тыс. руб., определяется по формуле

,	(1.4)

где - средний тариф на электроэнергию, принимается равным 4,5 руб./кВт·ч.

Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе , кВт·ч, определяются по формуле

,	(1.5)

где - потери мощности холостого хода, кВт;

- потери мощности короткого замыкания, кВт;

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

- номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

- продолжительность работы трансформатора, ч;

- продолжительность максимальных потерь, определяется в зависимости от продолжительности использовании максимальной нагрузки , ч.

Продолжительность работы блочного трансформатора , ч, определяется по формуле

,	(1.6)



где - продолжительность ремонта трансформатора, ч.

Продолжительность максимальных потерь, ч, определяется по формуле

.	(1.7)

Продолжительность использования максимальной нагрузки , ч, определяется по графикам перетоков мощности через трансформатор по формуле

,	(1.8)

где - мощность i-ой ступени графика, кВт;

- время i-ой ступени графика, ч.

Потери электроэнергии в автотрансформаторе , кВт·ч, определяются по формуле

.	(1.9)

Потери электроэнергии в несколько параллельно работающих трансформаторах , кВт·ч, определяются по формуле

.	(1.10)



1.5.1 Определение потерь электроэнергии в трансформаторах для первого варианта структурной схемы станции

Продолжительность работы блочных трансформаторов определяется по формуле:

ч.

Потери электроэнергии в блочных трансформаторах Т1-2 определяются по формуле:

кВт·ч.

Суммарные потери электроэнергии в трансформаторах для первого варианта структурной схемы станции равны:

кВт·ч.

1.5.2 Определение потерь электроэнергии в трансформаторах для второго варианта структурной схемы станции

Потери электроэнергии в блочных трансформаторах Т1 определяются по формуле:

кВт·ч.

Суммарные потери электроэнергии в трансформаторах для второго варианта структурной схемы станции равны:

кВт·ч.

Стоимость потерь электроэнергии определяется:

тыс. руб.,

тыс. руб.

Дисконтированные издержки ДИ,тыс. руб., определяются по формуле:

,	(1.11)

Дисконтированные издержки определяются по формуле:

тыс. руб.,

тыс. руб.

Исходя из критерия минимума дисконтированных издержек, для дальнейшего рассмотрения принимается второй вариант структурной схемы станции.

1.6 Выбор и обоснование схем РУ всех напряжений

Выбор схемы РУ выполняется по ряду критериев, основными из которых являются: напряжение, количество присоединений, надежность схемы РУ при транзите электроэнергии и электроснабжении потребителей.

Для РУ 220кВ с большим числом присоединений (РУ 220 кВ - 4 присоединения) применяется схема две системы сборных шин с обходной. Как правило, обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений. Такое распределение присоединений увеличивает надёжность схемы, так как при КЗ на шинах отключается шиносоединительный выключатель и только половина присоединений. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения половины присоединений определяется длительностью оперативных переключений.

В качестве схемы СН 6 кВ применяется одна секционированная система сборных шин. Достоинствами схемы являются простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надежность, при КЗ на присоединении отключается только одна секция, а не вся система сборных шин. Однако схема обладает и рядом недостатков. При повреждении и последующем ремонте одной секции ответственные потребители, нормально питающиеся с обеих секций, остаются без резерва, а потребители, нерезервированные по сети, отключаются на все время ремонта.

Схема электрических соединений станции представлена на рисунке 1.3.

Рисунок 1.3 - Схема электрических соединений станции



2. Расчет токов КЗ

2.1 Расчет параметров схемы замещения станции

Рисунок 2.1 - Расчетная схема станции

Для проектируемой станции составляется схема замещения, представленная на рисунке 2.2. На расчетной схеме намечаются расчетные точки КЗ - так, чтобы аппараты и проводники попадали в наиболее тяжелые условия работы, нагрузки РУ СН и НН не учитываются.



Рисунок 2.2 - Схема замещения станции

Расчёт параметров схемы замещения станции производится в относительных единицах.

В качестве базисных условий принимаются:

· базисная мощность

Базисные токи ступеней , кА, находятся по формуле:

	(2.2)



кА.

Сопротивление генераторов , о.е., определяется по формуле:

	(2.3)

где - индуктивное сверхпереходное сопротивление, о.е;

ЭДС генераторов , о.е., определяется по формуле:

	(2.4)

Сопротивление линии связи , о.е., определяется по формуле:

	(2.5)

где - длина линии, км;

- удельное реактивное сопротивление линии, принимается равным 0,4 Ом/км;

- количество линий связи с системой;

.

.

.

Реактивное сопротивление системы , о.е., определяется по формуле:

,	(2.6)

где - реактивное сопротивление системы, отнесенное к мощности системы, о.е.;

- номинальная полная мощность системы МВ^.А;

.

.

ЭДС системы , о.е., определяется по формуле:

,	(2.7)

.

Реактивное сопротивление трансформаторов , о.е., определяется по формуле:

,	(2.8)

где - напряжение короткого замыкания, %;

.



2.2 Расчёт токов КЗ, определение ударных токов, периодических и апериодических составляющих токов КЗ

Расчет токов короткого замыкания производится в точках К1, К2, которые соответствуют шинам РУ 220 кВ и на вводах G1,2.

Таблица 2.2 - Результаты расчетов токов трехфазного КЗ

Точка КЗ	, кВ	, кА	Источник	, кА		, кА	, с	, кА	, кА	, кА2.с
К1	220	2,51	С	4,14	1,72	10,07	0,06	4,14	0,57	3,26
К2	13,8	41,84	Г1	51,85	1,935	141,87	0,1	40,44	35,22	1744,4
			С	30,06	1,85	78,64		30,06	6,8
			?	81,91	-	220,51		70,5	42,02
К3	6,3	91,6	С	9,87	1,85	25,83	0,09	9,87	2,64	46,8
			Д	3,81	1,65	8,9		1,4	0,94
			?	13,68	-	34,73		11,27	3,58



3. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей

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

Продолжительный режим работы электротехнического устройства - это режим, продолжающийся не менее, чем необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре охлаждающей среды.

Расчетными токами продолжительного режима является: - наибольший ток нормального режима; - наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима.

Наибольший ток нормального режима генератора , кА, определяется по формуле:

,	(3.1)

.

Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима , кА, определяется из условия работы генератора при снижении напряжения на 5% и соответственно увеличением тока в цепи генератора на 5 %:

	(3.2)

.

Токи нормального режима в обмотках блочного трансформатора , кА, определяются номинальным током генератора в нормальном режиме:



;

.

Токи утяжелённого режима для блочных трансформаторов , кА, определяются током утяжеленного режима блочного генератора, а для автотрансформаторов связи - , кА, допустимой перегрузкой в послеаварийном режиме при выходе из строя одного из автотрансформаторов по формуле:

,	(3.4)

Выполняется расчет для блочных трансформаторов Т1,2:

;

.

Токи ЛЭП , кА, определяются максимальной мощностью нагрузки по формуле:

	(3.5)

где - число линий, отходящих от РУ;

Результаты расчетов токов по продолжительным режимам работы представлены в таблицах 3.1.



Таблица 3.1 - Значения токов для продолжительных режимов для трансформаторов и ЛЭП

Тип оборудования
	кВ	кА	кА
Генераторы G1,2	13,8	4,92	5,2
Блочные трансформаторы Т1	220	0,391	0,414
ЛЭП	220	0,5	1,0
Сборные шины	220	0,5	1,0
	13,8	4,92	5,2

3.2 Выбор выключателей и разъединителей

При выборе выключателей необходимо учесть 12 различных параметров, но, так как заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость параметров, то допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам. Все условия выбора приводятся в таблицах. На напряжение 220 кВ выбирается выключатель ВГT-220II-40/2500У1 и разъединитель РНДЗ.1-220/2000У1 и проверяются. Результаты проверки приводятся в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Выбор выключателей и разъединителей на напряжение 220 кВ

Расчетные данные	Условия выбора	Каталожные данные
		ВГT-220II-40/2500У1	РНДЗ.1-220/2000У1
Uуст=220 кВ	Uуст?Uном	Uном=220 кВ	Uном=220 кВ
Iнорм=500 А	Iнорм?Iном	Iном=2500 А	Iном=2000 А
Imax=1000 А	Imax?Iном	Iном=2500 А	Iном=2000 А
Iпф=4,14 кА	Iпф?Iоткл.ном	Iоткл.ном=40 кА
iаф=0,57 кА	iaф?ia.ном iа.ном=v2внIоткл.ном	iа.ном=v20,3540=19,8 кА
Iп0=4,14 кА	Iп0?Iдин	Iдин=40 кА
iу=10,07 кА	iу?iдин	iдин=102 кА	iдин=100 кА
Bк=3,26 кАс2	Bк?I2термtтерм	Bк=4022=3200 кАс2	Bк=4023=4800 кАс2



На напряжение 13,8 кВ выбирается выключатель ВГГ-13,8-110/8000 и разъединитель РВПЗ.1-15/8000У3 и проверяются. Результаты проверки приводятся в таблице 3.5.

Таблица 3.5 - Выбор выключателей выключателей и разъединителей на напряжение 6 кВ

Расчетные данные	Условия выбора	Каталожные данные
		ВГГ-13,8-110/8000	РВПЗ.1-15/8000У3
Uуст=13,8 кВ	Uуст?Uном	Uном=13,8 кВ	Uном=13,8 кВ
Imax=5200 А	Imax?Iном	Iном=8000 А	Iном=8000 А
Iпф=40,44 кА	Iпф?Iоткл.ном	Iоткл.ном=110 кА
iаф=35,22 кА	iaф?ia.ном iа.ном=v2внIоткл.ном	iа.ном=v20,45110=70 кА
Iп0=51,85кА	Iп0?Iдин	Iдин=110 кА
iу=141,87 кА	iу?iдин	iдин=355 кА	iдин=300 кА
Bк=1744,4 кАс2	Bк?I2термtтерм	Bк=14023=58800 кАс2	Bк=18024=129600 кАс2

3.3 Выбор шин, токопроводов, кабелей

3.3.1 Выбор гибких шин и ошиновки на напряжение 220 кВ

Сечение сборных шин принимается по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения:

А,

А.

По /1/ принимается провод 2хАС-400/51, мм², мм, А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 400 см.

Проверка шин на схлестывание не производится, так как кА < 20 кА.

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

Проверка по условиям коронирования необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше.

Начальная критическая напряженность , кВ/см, определяется по формуле:

,	(3.7)

где - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, принимается равным 0,82;

- радиус провода, см,

.

Напряженность электрического поля вокруг расщепленных проводов, кВ/см, определяется по формуле:

,	(3.8)

где - линейное напряжение, кВ, принимается кВ, так как на шинах электростанции поддерживается напряжение ;

- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см;

- коэффициент, учитывающий число проводов n в фазе;

- эквивалентный радиус расщепленных проводов, см.

Среднее геометрическое расстояние между проводами фаз , см, при горизонтальном расположении фаз определяется по формуле:



,	(3.9)

генератор трансформатор замещение токопровод

где - расстояние между соседними фазами, см.

Коэффициент, учитывающий число проводов n в фазе , определяется по формуле:

,	(3.10)

где - расстояние между проводами в расщепленной фазе, см, для 330 кВ принимается равным 30 см,

.

Эквивалентный радиус расщепленных проводов , см, определяется по формуле:

,	(3.11)

.

Напряженность электрического поля вокруг расщепленных проводов определяется по формуле (3.8):

кВ/см.

Условие проверки:

,	(3.12)

.

Таким образом, провод 2хАС-400/51 по условиям короны проходит.

3.3.2 Выбор ошиновки трансформаторов и ЛЭП

Токоведущие части от выводов 220 кВ трансформаторов до сборных шин, а также ошиновка ЛЭП выполняются гибкими проводами.

Сечение , мм², определяется по формуле:

	(3.13)

Где - экономическая плотность тока выбирается в зависимости от величины времени работы присоединения с максимальной нагрузкой .

Для всех токоведущих частей и ошиновки время работы с максимальной нагрузкой более 5000 часов, следовательно [3].

Выбор сечений приводится в таблице 3.8.

Таблица 3.8 - Выбор ошиновки трансформаторов и ЛЭП

Присоединения	, А	, А/мм2	, мм2	Марка провода	, А
Блочные трансформаторы Т1,2	391	1	391	АС-450/56	860
ЛЭП 220 кВ	500		500	АС-500/66	980

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

Гибкие шины и гибкие токопроводы крепятся к опорам РУ с помощью подвесных изоляторов.

3.3.3 Выбор кабеля в цепи ЛЭП 13,8 кВ

Выбирается кабель для линий к потребителям 13,8 кВ, прокладываемый в земле (в траншеях).

По экономической плотности тока j_э = 1,2 А/мм² для кабелей с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией при Т_нб > 5000 ч, экономическое сечение кабеля определяется по формуле (3.24):

мм².

По номинальному напряжению установки, выбирается трехжильный кабель типа ААШв напряжением 13,8 кВ сечением токопроводящей жилы 400 мм², I_{доп.ном} = 630 А.

Выполняется проверка допустимому току по условию:

	(3.35)

где - коэффициент аварийной перегрузки, принимается в зависимости от нагрузки в нормальном режиме, продолжительности перегрузки и способа прокладки, ;

- поправочный коэффициент на температуру, о.е.,

	(3.36)

где и - фактическая и номинальная температура окружающей среды, ⁰С, ,;

,

- поправочный коэффициент на число работающих кабелей, проложенных рядом в земле, ;

- поправочный коэффициент для кабелей, работающих не при номинальном напряжении, при равенстве номинального напряжения кабеля и сети, :

Для проверки кабеля по термической стойкости определяется ток КЗ за пучком кабелей. Результирующее сопротивление схемы Ом. Параметры кабеля - r₀ = 0,206 Ом/км; х₀ = 0,079 Ом/км; длина кабеля принимается равной 1 км.

Сопротивления кабеля:

;

.

Полное сопротивление линии , Ом,

.

Ток КЗ за кабелем, кА, по формуле (3.12),

.

Тепловой импульс тока КЗ , кАс², определяется по формуле (3.15):

.

Минимальное сечение кабеля по термической стойкости определяется по формуле (3.27):

.

Условия выбора и проверок выполняются, кабель ААШв принимается к исполнению.



3.4 Выбор измерительных трансформаторов тока

Измерительные трансформаторы тока устанавливаются на всех типах основного силового оборудования: на выводах обмоток трансформаторов и автотрансформаторов, в цепи генератора, на всех выключателях РУ. Выбор и проверка ТТ проводится по следующим основным условиям:

1. По напряжению установки:

.	(3.37)

2. По току:

	(3.38)

3. По электродинамической стойкости:

; ,	(3.39)

где - коэффициент электродинамической стойкости;

- действующее значение номинального первичного тока.

4. По термической стойкости:

;	(3.40)

где - коэффициент термической стойкости;

- время термической стойкости.

5. По вторичной нагрузке:



.	(3.41)

Выбор производится в виде таблицы 3.10.

Таблица 3.10 - Выбор ТТ

Место установки	Тип ТТ	Расчетные данные	Каталожные данные
Выключатели РУ 220 кВ	ТГФМ 220
		А	А
		кА	кА
		кА2•с	кА2•с
Обмотка 220 кВ блочных трансформаторов Т1	ТВТ220-III-1000/1
		А	А
		кА
		кА2•с	кА2•с
Цепь трансформатора с.н. на стороне 6,3 кВ	ТШЛ 10
		А	А
		кА
		кА2•с	кА2•с

Проверка по нагрузке производится для трансформатора тока, установленного в цепи собственных нужд на стороне 6,3 кВ. Для этого необходимо определить суммарную нагрузку на трансформатор тока от измерительных приборов. Перечень контрольно-измерительных приборов в цепи на вводе к секциям 6,3 кВ с указанием их нагрузок приводится в таблице 3.11.

Таблица 3.11 - Перечень приборов, установленных в цепи с.н.

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-350	0,5	0,5	0,5
Счетчик активной энергии	СА4У-И672М	2,5	2,5	2,5
Ваттметр	Д-365	0,5	0,5	0,5
Итого		3,5	3,5	3,5

Общее сопротивление приборов , Ом, определяется по формуле:

	(3.42)

Допустимое сопротивление проводов , Ом, определяется по формуле:

	(3.43)

где - сопротивление контактов принимается равным 0,05 Ом;

Применяется кабель с медными жилами, ориентировочная длина 25 м, трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому .

Сечение контрольного кабеля , мм², определяется по формуле:

	(3.44)

где - удельное сопротивление материала провода (для проводов с медными жилами );

Принимается контрольный кабель КВВГ с жилами сечением 2,5 мм².

Сопротивление проводов определяется из формулы (3.44):

Полное сопротивление , Ом, определяется по формуле:

	(3.45)

Таким образом, сопротивление нагрузки меньше номинальной 0,8 Ом. Трансформатор тока ТШЛ 10 при использовании кабеля КВВГ с жилами сечением 2,5 мм² будет работать в заданном классе точности и может быть принят к установке.

3.5 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Измерительные трансформаторы напряжения устанавливаются на каждой системе и секции сборных шин и в цепи генераторов.

Трансформаторы напряжения выбираются:

- по напряжению установки:

;	(3.46)

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке:

,	(3.47)

где - номинальная мощность в выбранном классе точности, В·А;

- нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, В·А.

В схемах блоков генератор-трансформатор применяется ТН типа ЗНОЛ-6, встроенные в пофазно-экранированный токопровод.

Для сборных шин по номинальному напряжению предварительно выбираются следующие ТН:

- ОРУ 220 кВ - НКФ-220-73У1;

Далее в качестве примера проводится проверка по номинальной нагрузке НКФ-220-73У1. Для этого определяется перечень, подключаемых к данному ТН измерительных приборов всех присоединений ОРУ 220 кВ и их суммарная потребляемая мощность. Перечень контрольно-измерительных приборов ОРУ 220 кВ с указанием их нагрузок представлен в таблице 3.12.

Таблица 3.12 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Приборы	Тип	Кол-во	, Вт	Общая потребляемая мощность
				, Вт	Вар
*Линии 220 кВ
- Ваттметр	Д-365	1	2	2	-
- Варметр	Д-365	1	2	2	-
- Счетчик активной мощности	СА4У-И672М	1	2	2	7,5
- Счетчик реактивной мощности	СР4У-И673М	1	2	2	7,5
* Сборные шины
-Вольтметр	Э-350	1	3	3	-
Регистрирующие приборы
-Частотомер	Н-397	1	2	2	-
-Вольтметр	Н-393	1	2	2	-
Приборы синхронизации
-2 частотометра	Э-352	1	2	4	-
-2 вольтметра	Э-350	1	3	6	-
Итого		-	-	25	15



Вторичная нагрузка трансформатора напряжения В·А.

Выбранный трансформатор напряжения НКФ-220-73У1 имеет номинальную мощность 400 В·А в классе точности 0,5, необходимом для подключения счетчиков.

В·А < В·А.

Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5.

3.6 Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничители перенапряжения (ОПН) применяются для защиты электрооборудования от коммутационных перенапряжений. ОПН выбираются по типу и номинальному напряжению /3/.

Для защиты от перенапряжений устанавливаются следующие ОПН:

на напряжение 220 кВ - ОПН-220У1;

на напряжение 10 кВ - ОПН-10У1.



Заключение

В курсовом проекте разработана электрическая часть ГЭС мощностью 200 МВт, включающая четыре генератора СВ-1500/170-96, трансформаторы, ОРУ 220.

Выбор главной схемы электрических соединений станции, выбор оборудования и разработка всех РУ выполнены с учётом надежности электроснабжения, экономичности, ремонтопригодности, безопасности обслуживания, удобства эксплуатации.

Схема ОРУ 220 выполняется типовой, что облегчает строительство. Связь с системой осуществляется по двум ЛЭП 220 кВ. По результатам расчетов токов КЗ были получены значения ударного тока, периодической и апериодической составляющих тока и значения теплового импульса. Исходя из полученных значений выбраны коммутационные аппараты, токоведущие части и изоляторы на РУ. Все выбранные элементы являются стандартными и находятся в настоящее время в производстве.

Спроектированная электрическая станция отвечает требованиям «Норм технологического проектирования» и «Правил устройства электроустановок».



Список литературы

1. Рожкова Л.Д., Карнеева Л.К, Чиркова Т.В. Электрооборудование станций и подстанций. 9-е издание - Академия, 2013.

2. Старшинов В.А., Пиратов М.В. Расчет коротких замыканий и выбор электрического оборудования: 2-е издание, стереотипное - Академия, 2009.

3. Файбисович Д.Л. - Справочник по проектированию электрических сетей, 2009 г.

4. Еремин В.Г., Сафронов В.В. Безопасность жизнедеятельности в энергетике - Академия, 2010.

5. Быстрицкий Г.Ф. Общая энергетика - КноРус, 2016.

6. Любимова Н.Г., Петровский Е.С. Экономика и управление в энергетике Юрайт, 2013.

7. Грибанов Д.Д., Зайцев С.А., Толстов А.Н. Метрология, стандартизация и сертификация в энергетике - Академия, 2013.

8. Сибикин Ю.Д., Сибикин М.Ю., Яшков В.А. Электроснабжение промышленных предприятий и установок - Форум, Инфа-М, 2015.

9. Правила технической эксплуатации электроустановокпотребителей - Рипол Классик, Омега-Л, 2016.

10. Правила устройства электроустановок. Раздел 4. 7 издание. Главы 4.1.-4.4. - Альвис, 2015.

11. Правила устройства электроустановок. 7 издание. - ДЕАН, 2015.

12. Тепловые и атомные электростанции - МЭИ, 2012.

13. Гуменюк В.И., Добровский Б.С. Термодинамические основы теории безопасности - ЭкоВектор, 2013.

14. Трухний А.Д., Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки - МЭИ, 2011.

15. Бушуев В.И. Энергетика России. Том 2 - Энергия, 2012.

Размещено на Allbest.ru

...