Аннотация
Тема дипломного проекта – Электрическаячасть ТЭЦ-400 мВт. На станции установлено три генератора, мощностью по 100 мВт,типа ТВФ-120-У3. Топливо проектируемой электростанции газ. На основании НТП, настанции произведен выбор схемы выдачи электроэнергии и ее технико-экономическоеобоснование. Был произведен выбор трансформаторов связи 2ЧТРДН-100000/110/10–10и блочных трансформаторов ТДЦ-125000/220/10. На станции произведен выбор иобоснование упрощенных схем РУ различных напряжений, на ОРУ 220 кВ-схема сдвумя рабочими системами шин.
На станции выбрана схемаснабжения собственных нужд и выбраны трансформаторы собственных нужд типа ТМНС-6300/10/6,3,также были выбраны пускорезервные трансформаторы собственных нужд типа ТМНС-6300/10/6,3.
На станции был произведенрасчет токов короткого замыкания, на основании которого, выбраны электрическиеаппараты на:
ОРУ 220 кВ в цепитрансформатора связи:
Выключатели: ВГП-220.
Разъединители: РГ-220/1000УХЛ1.
Трансформаторы тока: ТГФ-220.
Трансформаторы напряжения: НКФ-220–58У1.
ОРУ 220 кВ в цепи линии:
Выключатели: ВГП-220.
Разъединители: РГ-220/1000УХЛ1.
Трансформаторы тока: ТГФ-220.
Трансформаторы напряжения: НКФ-220–58У1.
И токоведущие части на:
ОРУ 220 кВ в цепитрансформатора связи:
Провода типа в пределах ОРУ:АС-400/51.
Провода типа за пределами ОРУ:АС-400/51.
ОРУ 220 кВ в цепи линии:
Провода типа в пределах ОРУ:АС-400/51.
Провода типа за пределами ОРУ:АС-400/51.
Также выбраны опорныеизоляторы типа С20–450IIУХЛ.
Был выбран способсинхронизации, методом точной синхронизации.
Был произведен расчет релейнойзащиты, выбраны трансформаторы тока и напряжения, и реле.
Произведено описаниеконструкции распределительного устройства ОРУ 220 кВ.
На станции произведен расчетзаземляющего устройства, на основании которого было выбрано заземляющееустройство типа сетки, по контуру забиты электроды длинной 5 метров и в рабочих местах произведена подсыпка щебня.
1.Выбор генераторов
Для выработки электроэнергиина электростанциях устанавливаются синхронные генераторы переменного тока.
Выбор генераторов производитсяпо его мощности.
Таблица 1 [10] с. 610Тип турбогенератора
Рном
МВт
Sном
МВА
Cos
град.
Uном
кВ.
nном.
об/мин.
К.П.Д.
% Х» d
Iном
кА. Система возб. Охлаждение Об. Ст. Об. Рот. Стали Ст. ТВФ-120-У3 100 125 0,8 10,5 3000 98,4 0,192 6,475 ВЧ КВр НВр Вр
Охлаждение обмоток статора
КВ/>р – косвенное водородное охлаждение
Охлаждение обмоток ротора
НВр – непосредственноеводородное охлаждение
Охлаждение стали статора
Вр – водородное охлаждение
В генераторах серии ТВФприменяется высокочастотное возбуждение. Возбудитель 3-ех фазный,высокочастотный генератор индукционного типа, который находится на валу вместес генератором.
Трех фазная обмоткапеременного тока и три обмотки возбудителя заложены в пазах статора, т.е.неподвижны. Ротор набран из листов электротехнической стали, и представляетсобой зубчатое колесо с десятью зубцами. Переменная Э.Д.С. наводится втрехфазной обмотке от пульсации величины магнитной индукции в пазах статора.
LGE1 включается последовательнос LG и обеспечивает основное возбуждение возбудителя. LGE2 и LGE3 питаются отвысокочастотного возбудителя GEA через выпрямители. Подвозбудитель – высокочастотнаямашина с постоянными магнитами. Регулирование тока в LGE2 и LGE3 осуществляетсяс помощью А.В.Р и У.Б.Ф.
Основное достоинство этогоспособа состоит в том, что возбуждение синхронного генератора не зависит отрежима электрической сети и поэтому является более надежным.
электростанция синхронизацияраспределительный заземляющий
2. Выбори обоснование двух вариантов схем проектируемой электростанции
Вариант 1
/>
На станции установлены 4генератора типа ТФ-100–2 мощностью по 100 МВт. Генератор G3 и G4 соединены вблок с повышающими трансформаторами Т3 и Т4, подключенным к шинам высокогонапряжения. Генераторы G1 и G2 подключены к шинам ГРУ 10 кВ. Нагрузка получаетпитание с шин ГРУ. Связь с системой осуществляется по воздушным линиям 220 кВ.
Вариант 2
/>
В отличии от первого вариантастанция построена по блочному принципу, нагрузка получает питании отпайкой отблоков G1, G2, G3, G4.
3. Выборсиловых трансформаторов
Вариант 1
3.1 Выбор блочныхтрансформаторов
Мощность блочных трансформаторов определяется по мощностигенератора за вычетом мощности собственных нужд.
/> (1)
где: PG и QG– активная и реактивная мощность генератора
Pс.н. и Qс.н.– активная и реактивная мощность собственных нужд
Sс.н.= /> ·PG·Кс,МВА (2)
где: n% – расход электроэнергиина собственные нужды
PG – активнаямощность генератора
Кс – коэффициентспроса
По формуле (2)
Sс.н. =/>·100·0,8= 5,6 МВА
tg/>G= 0,75
tg/>с.н.=0,75
QG= PG·tg/>G =100·0,75=75 Мвар
Pс.н.=/> =5,6·0,8=4,48 МВт
Qс.н.= Pс.н.· tg/>с.н =4,48·0,75=3,36Мвар
По формуле (1)
/>
К установке принимаем трансформатортипа:
ТДЦ – 125/110/10
3.2 Выбор трансформаторовсвязи
Выбор трансформаторов связипроизводится по наибольшему перетоку мощности между распределительнымиустройствами 220 кВ и 10 кВ в трёх режимах работы.
3.2.1 Режим максимальнойнагрузки
/>МВА (3)
Где:
/> – активная и реактивная мощностьгенератора.
/> – активная и реактивная мощность нагрузкив максимальном режиме.
/> – активная и реактивная мощностьсобственных нужд.
/> – число блоков подключенных к ГРУ.
/>
/>
где:
/> – максимальная мощность ВЛ.
/> – минимальная мощность ВЛ.
/> – число ВЛ.
/> – активная максимальная мощность всех ВЛ.
/> – активная минимальная мощность всех ВЛ.
/> />
/> />
где:
/> – реактивная минимальная мощность всехВЛ.
/> – реактивная максимальная мощность всехВЛ.
/> />
/> />
По формуле (3)
/>
3.2.2 Режим минимальнойнагрузки
/> МВА (4)
По формуле (4)
/>
3.2.3 Аварийный режим одинблок отключен
/> МВА(5)
По формуле (5)
/>
/> (6)
где:
/> – наибольшая мощность из трех режимов.
/> – коэффициент учитывающий допустимуюаварийную перегрузку на 40%.
/>
К установке принимаемтрансформаторы типа:
ТРДЦН – 160000/220/10–10
Вариант 2
3.3 Выбор блочныхтрансформаторов
Мощность блочного трансформатора определяется по мощностигенератора за вычетом мощности собственных нужд.
Поформуле (1)
/>
К установке принимаемтрансформатор типа:
ТДЦ – 125/220/10,5
3.4 Выбор трансформаторовТ1, Т2
/> (7)
/>
К установке принимаемтрансформатор типа:
ТРДЦН – 100000/220/10–10
Таблица 2 [7] c. 618–620Тип трансформатора Номинальное напряжение, кВ Потери, кВт Напряжение к.з. % Ток х.х. % ВН НН х.х. к.з. ТДЦ-125000/220/10 230 10,5 200 580 11 0,45 ТРДЦН-100000/220/10–10 230 11–11 167 525 12 0,6 ТРДЦН-160000/220/10–10 230 11–11 165 320 11 0,6
4. Технико-экономическоесравнение вариантов схем проектируемой электростанции
Экономическая целесообразностьсхемы определяется минимальными приведёнными затратами./> тыс.руб./год (8)
Где:
К – капиталовложения насооружение электроустановки, тыс. руб.;
Рн – нормативныйкоэффициент экономической эффективности, равный 0,12;
И – годовые эксплуатационныеиздержки, тыс. руб./год;
У – ущерб от недоотпускаэлектроэнергии, тыс. руб./год.
Капиталовложения К при выбореоптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяют поукрупнённым показателям стоимости элементов схем
/>тыс. руб./год (9)
где:
РА = 6,4% и РО = 3% – отчисленияна амортизацию и обслуживание;
/>W – потери электроэнергии в трансформаторе,кВт.ч;
/> – Стоимость 1кВт/ч потерь электроэнергии(/>=3 руб./кВт*ч)
КИ = 80 коэффициент инфляции.
Вариант 1
4.1 Расчёт потерьэлектроэнергии в двухобмоточных трансформаторе Т3, Т4
/> (10)
где:
Рх – потеримощности холостого хода, кВт·ч;
Рк – потерикороткого замыкания, кВт·ч;
Smax – расчётная(максимальная) мощность трансформатора, МВА;
Т – продолжительность работытрансформатора, ч (обычно 8760);
ф – продолжительностьмаксимальных потерь.
/>, ч (11)
По формуле (11)
/>
Поформуле (10)
/>
4.2 Расчёт потерьэлектроэнергии в трансформаторах связи Т1, Т2
По формуле (11)
/>
Поформуле (10)
/>
4.3 Определяем общие потеридля первого варианта
/>
Вариант 2
4.4 Расчёт потерь втрансформаторах Т1, Т2
По формуле (10)
/>
4.5 Потерь электроэнергии вдвухобмоточных трансформаторе Т3, Т4 определяются также как в первом варианте
/>
/>
Таблица 3. Таблицатехнико-экономического сравнения двух вариантов схем проектируемойэлектростанцииОборудование Стоимость единицы, тыс. руб. Варианты Первый Второй Кол-во едениц, шт. Общая стоимость, тыс. руб. Кол-во едениц, шт. Общая стоимость, тыс. руб. ТДЦ-125000/220/10 243·80 2 38880 2 38880 ТРДЦН-160000/220/10 345·80 2 55200 - - ТРДЦН-100000/220/10 251·80 - - 2 40160 Секционный выключатель с реактором МГ-10 21·80 1 1680 - - Ячейка генераторного выключателя МГ-20 15·80 6 7200 4 4800 Итог: 102960 83840
Отчисления на амортизацию
и обслуживание
/>·К, тыс. руб./год
/>·102960=8648,64
/>·83840=7042,56
Стоимость потерь электроэнергии
/>W·10-3,тыс. руб./год
3·9,8·106·10-3=29400
3·9,6·106·10-3=28800
Годовые эксплуатационные
издержки
И=/>·К+/>W·10-5, тыс. руб./год 8648,64+29400=38048,64 7042,56+28800=35842,56
Минимальные приведённые
затраты З=Рн·К+И, тыс. руб./год 0,12·102960+38048,64=50403,84 0,12·83840+35842,56=45903,36
На основаниитехнико-экономического сравнения двух вариантов проектируемой станции второйвариант более экономичен, в дальнейшем принимаем его в расчётах
5. Выбори обоснование упрощённых схем распределительных условий всех напряжений
5.1 Выбор числа воздушныхлиний на ОРУ 220 кВ (связь с системой)
/> (12)
По формуле (10)
/>
/> (13)
где: Р1w мощность одной линии(для линии 220 кВ равна 100 МВт)
По формуле (11)
/>
К установке принимаем четыревоздушные линии – связь с системой.
5.2 Выбор схемы ОРУ 220 кВ
На основании НТПэлектростанций на ОРУ 220 кВ с числом присоединений 8 принимаем схему с двумярабочими и одной обходной системами сборных шин, но так как на ОРУ применяютсяэлегазовые выключатели, срок службы которых 25 лет и они не ремонтируются, а заменяются,то применяем схему с двумя рабочими системами сборных шин.
/>
Достоинства:
1) Ремонт любой системы шинбез перерыва электроснабжения.
2) При коротком замыкании налюбой системе шин все присоединения могут быть переведены на другую системушин.
Недостатки:
1) Отказ в работешиносоединительного выключателя равносильно короткому замыканию на обеихсистемах шин.
2) Большое количество операцийс разъединителями под напряжением.
5.3 Выбор схемы блока
Достоинства:
Генераторный выключательслужит для включения и отключения генератора, при этом не затрагивается схемана стороне ВН, т.е. если генератор выведен в ремонт, то нагрузка все равнопродолжает получать питание с шин высокого напряжения.
6. Выборсхемы собственных нужд и трансформаторов собственных нужд
6.1 Выбор схемы собственныхнужд
Все механизмы иприспособления, которые обеспечивают нормальную работу станции, входят всистему собственных нужд.
Данная станция сооружена поблочному принципу. Рабочие ТСН присоединяются отпайкой от энергоблоков.Распределительное устройство собственных нужд выполняется с однойсекционированной системой шин. В данной схеме принимается одна секция с.н., т.к.мощность энергоблока меньше 160 МВт.
Резервное питание секции с.н.осуществляется от резервных магистралей, которые связаны с пускорезервными ТСН.Для увеличения гибкости и надежности резервные магистрали секционируют черезкаждые 2–3 блока.
На данной станции установленыгенераторные выключатели поэтому число ПРТСН принимаем равное 2:
– один присоединяется кисточнику питания;
– один не подключен, но готовк работе.
ПРТСН присоединяются к сборнымшинам, которые имеют связь с энергосистемой.
6.2 Выбор трансформаторовсобственных нужд.
/> (14)
Где:
n% – расход электроэнергии нас.н., зависит от типа станции, мощности станции и вида топлива;
РG – мощность генератора;
Кс– коэффициентспроса.
/>
Кустановке принимаем трансформаторы типа:
ТМНС-6300/10/6,3.
6.2 Выбор ПРТСН
/> (15)
Т.к. в данной схемеприсутствуют генераторные выключатели.
К установке принимаем ПРТСНтипа ТМНС-6300/10/6,3.
Таблица 4 [7] c. 618–620Тип трансформатора Номинальное напряжение, кВ Потери, кВт Напряжение к.з. Ток х.х. % ВН НН х.х. к.з. ТМНС-6300/10/6,3 10,5 6,3 12 60 8 0,75
7. Расчёттоков короткого замыкания
Расчёт токов короткогозамыкания необходим для правильного выбора оборудования и токоведущих частей.7.1 Схема связи проектируемой электростанции с электрическойсистемой и данные, необходимые для расчета токов короткого замыкания
/>
7.2 Схема замещения
/>
7.3 Определяемсопротивление элементов в относительных единицах Sб=1000МВА
Система:
/>
Трансформаторы Т1, Т2:
/>
/>
/>
/>
Трансформаторы Т3, Т4:
/>
/>
Генераторы:
/>
Трансформаторысобственных нужд:
/>
7.4 Преобразование схемы в точку k-1
/>
/>
/>
Таблица 5
Источники/формулы
G1, G2,
C
G3, G4
/> 1,3 0,13 1,19
/>
/>
/>
/>
/> 1 1 1,08
/>
/>
/>
/>
/> 1,95 1,78 1,95
/> 0,26 0,03 0,26
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/> 0,2 0,2 0,2
/> 0,87 0,77 0,87
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
7.4 Преобразование схемы в точку k-2
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Таблица 6
Источники/формулы
СН
C, G3, G4, G1, G2
∑
/> - 18,37
/> -
/>
/> - 1
/> -
/> 7,69
/>
/> -
/> 1,65 1,965
/> 0,04 0,26
/>
/>
/> 20,12
/> 0,2 0,2
/>
/>
/> 2,418
/> - 4,99
/>
/>
/>
5,008
/>
/>
/> 3,045
7.6 Расчёт тока однофазногокороткого замыкания
7.6.1 Схема замещенияпрямой последовательности, аналогична схеме трехфазного короткого замыкания вточке k-1
/>
/>
/>
/>
7.6.2 Схема замещенияобратной последовательности аналогична схеме замещения прямойпоследовательности
/>
7.6.3 Схема замещениянулевой последовательности
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/> (14)
Поформуле (14)
/> кА
8.Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей
8.1 Расчётные условия длявыбора электрических аппаратов и токоведущих частей по режиму короткогозамыкания и продолжительному режиму
Таблица 7 [7] c. 206Расчётные условия Цепь трансформатора
Цепьлинии
/>
/>
/> 220 220
/> 328 130
/> 492 173,3
/> 23,38 23,38
/> 59,67 59,67
/> 18,41 18,41
/> 2,75 2,75
/> 404,5 404,5
Цепь трансформатора
/>
/>
/>
Цепь линии
/>
/>
8.2 Выбор выключателей и разъединителейв цепи трансформатора
Таблица 8 [7] c. 627Условия выбора Расчётные условия Каталожные данные Выключатель ВГП-220 разъединитель РГ-220/1000 УХЛ1
/>≤ /> 220 220 220
/>, А 328 2000 1000
/>, А 492 2000 1000
/>, кА 18,41 40 -
/>, кА 59,85 25,38 31,5
/>, кА 3,95 102 80
/>, кА 23,38 102 -
Вк ≤ I2тер ·tтер, кА2·с 404,5 40І∙3=4800 31,5І∙3=2976,8 Привод пружинный Ручной ПРГ-69ХЛ1
8.3 Выбор трансформаторатока в цепи трансформатора
Таблица 9 [7] c. 632Условия выбора Расчётные данные Каталожные ТГФ-220
/> 220 220
/> 328 300
/> 492 300 По конструкции и классу точности 0,2S-0.2S 0,2S-2/5Р/10Р
/> 23,38 125
/> 59,67 -
Вк ≤ I2тер ·tтер, кА2·с 404,5 7500
Z2 расч ≤ Z2 ном Ом 0,245 1,2
/>
Таблица10 [7] c. 635 Прибор Тип Нагрузка на фазу, ВА А В С Амперметр Э-335 0,5 Итого: 0,5
/>
/>
/>
/>
/> так как количество приборов меньше трех
/>
/>
Принимаем кабель с алюминиевойжилой КВВГ-4/>
/>
/>
Схема подключения приборов:
/>
8.4 Выбор трансформаторовнапряжения в цепи трансформатора связи
Таблица 11 [7] с. 378 Расчётные условия Каталожные данные НКФ-220–58У1
Uуст ≤ Uном, кВ 220 220
S2 расч ≤ S2 ном, ВА 111,45 400 По конструкции и классу точности 0,5 0,5
Определяем вторичную нагрузкутрансформатора напряжения.
Таблица 12 [7] c. 378Прибор Тип S одной обмотки, ВА Число обмоток cosц sinц Число приборов Общая потребляемая мощность Р, Вт Q, вар Вольтметр Э-335 2 1 1 2 4 Ваттметр Д-335 1,5 2 1 4 12 Варметр Д-335 1,5 2 1 4 12 Счетчик активной энергии И-680 2Вт 2 0,38 0,925 8 32 77,6 Колонка синхронизации Вольтметр Э-335 2 1 1 2 4 Синхроскоп Э-327 10 1 1 1 10 Частотомер Э-372 3 1 1 2 6 Итого: 80 77,6
/>
8.5 Выбор ошиновки в цепитрансформатора связи, в пределах ОРУ
8.5.1 Ошиновка в пределахОРУ выбирается по нагреву
Условие выбора:
/>
Принимаем провод марки: АС-240/32
/>
/>
/>
/>
/>
Условие выполняется
8.5.2 Проверка сечения натермическое действие токов
/>
/>
/>
8.5.3 Проверка по условия короны
/>
/>
/>
/>
/>
D=3,5 м
/>
/>
/>
Условие не выполняетсяпринимаем провод АС-400/51
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Условие выполняется
8.6 Выбор ошиновки в цепитрансформатора, связи за пределами ОРУ
8.6.1 Ошиновка за пределамиОРУ выбирается по экономической плотности тока
Условия выбора:
/>
/>
Принимаем провод марки: АС-400/22
/>
/>
/>
/>
/>
Условиевыполняется
8.6.2 Проверка сечения натермическое действие токов
/>
/>
/>
Условиевыполняется
8.6.3 Проверка по условиякороны
/>
/>
/>
/>
/>
D=3,5 м
/>
/>
/>
Условие не выполняется — принимаемпровод АС-500/27
/>
/>
/>
8.7 Выбор опорныхизоляторов, в цепи трансформатора связи
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Принимаемизолятор типа С20–450IIУХЛ
/>
/>
Условиевыполняется
/>
/>
8.8 Выбор выключателей иразъединителей в цепи линии
Таблица 13 [7] c. 627Условия выбора Расчётные условия Каталожные данные Выключатель ВГП-220 разъединитель РГ-220/1000 УХЛ1
Uуст ≤ Uном 220 220 220
Iнорм ≤ Iном, А 328 2000 1000
Imax ≤ Iном, А 492 2000 1000
Iп, ф ≤ Iотк, кА 18,41 40 -
ia, ф ≤ iа ном, кА 59,85 25,38 31,5
iу ≤ iдин, кА 3,95 102 80
Iп,0 ≤ Iдин, кА 23,38 102 -
Вк ≤ I2тер ·tтер, кА2·с 404,5 40І∙3=4800 31,5І∙3=2976,8 Привод пружинный Ручной ПРГ-69ХЛ1
8.9 Выбор трансформаторатока в цепи линии
Таблица 14 [7] c. 632Условия выбора Расчётные данные Каталожные ТГФ-220
/> 220 220
/> 328 300
/> 492 300 По конструкции и классу точности 0,2S-0.2S 0,2S-2/5Р/10Р
/> 23,38 125
/> 59,67 -
Вк ≤ I2тер ·tтер, кА2·с 404,5 7500
Z2 расч ≤ Z2 ном Ом 0,515 1,2
/>
Таблица15 [7] c. 635 Прибор Тип Нагрузка на фазу, ВА А В С Амперметр Э-335 0,5 Ваттметр Д-335 0,5 0,5 Варметр Д-304 0,5 0,5 Счетчик активной энергии СА3-И674 2,5 2,5 Счетчик активной энергиии СА3-И674 2,5 2,5 Итого: 6 0,5 6
/>
/>
/>
/>
/> так как количество приборов больше трех
/>
/>
Принимаем кабель с алюминиевойжилой КВВГ-4/>
/>
/>
Схема подключения приборов:
/>
8.10 Выбор трансформаторовнапряжения в цепи линии
Таблица 16 [7] с. 378 Расчётные условия Каталожные данные НКФ-220–58У1
Uуст ≤ Uном, кВ 220 220
S2 расч ≤ S2 ном, ВА 117,37 400 По конструкции и классу точности 0,5 0,5
Определяем вторичную нагрузкутрансформатора напряжения.
Таблица 17 [7] c. 378Прибор Тип S одной обмотки, ВА Число обмоток cosц sinц Число приборов Общая потребляемая мощность Р, Вт Q, вар Вольтметр Э-335 2 1 1 2 4 Ваттметр Д-335 1,5 2 1 4 12 Варметр Д-335 1,5 2 1 4 12 Счетчик активной энергии И-680 2Вт 2 0,38 0,925 8 32 77,6 Фиксирующий прибор 1 Счетчик реактивной энергии И-673 3Вт 2 0,38 0,925 1 6 2,28 Колонка синхронизации Вольтметр Э-335 2 1 1 2 4 Синхроскоп Э-327 10 1 1 1 10 Частотомер Э-372 3 1 1 2 6 Итого: 86 79,88
/>
Схема подключения приборов:
/>
8.5 Выбор ошиновки в цепилинии, в пределах ОРУ
8.5.1 Ошиновка в пределахОРУ выбирается по нагреву
Условие выбора:
/>
Принимаем провод марки: АС-240/32
/>
/>
/>
/>
/>
Условие выполняется
8.5.2 Проверка сечения натермическое действие токов
/>
/>
/>
8.5.3 Проверка по условиякороны
/>
/>
/>
/>
/>
D=3,5 м
/>
/>
/>
Условие не выполняется принимаемпровод АС-400/51
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Условие выполняется
8.6 Выбор ошиновки в цепилинии за пределами ОРУ
8.6.1 Ошиновка за пределамиОРУ выбирается по экономической плотности тока
Условия выбора:
/>
/>
Принимаем провод марки: АС-150/34
/>
/>
/>
/>
/>
Условиевыполняется
8.6.2 Проверка сечения натермическое действие токов
/>
/>
/>
Условиене выполняется принимаем провод марки: АС-240/32
/>
/>
/>
/>
8.6.3 Проверка по условиякороны
/>
/>
/>
/>
/>
D=3,5 м
/>
/>
/>
Условие не выполняетсяпринимаем провод АС-400/51
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Условие выполняется
8.7 Выбор опорныхизоляторов, в цепи трансформатора связи
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Принимаемизолятор типа С20–450IIУХЛ
/>
/>
/>
/>
/>.
9.Выбор способа синхронизации
Синхронные генераторы включаютсяна параллельную работу способом точной синхронизации.
При этом, необходимо, чтобы вмомент его включения были выполнены следующие условия:
– равенство действующих значенийнапряжений подключаемого генератора и сети.
– равенство частот напряжениягенератора и сети.
– совпадение фаз одноименныхнапряжений генератора и сети.
Не соблюдение хотя бы одногоиз указанных условий при точной синхронизации приводит к большим толчкам тока,опасным не только для подключаемого генератора, но и для устойчивой работыэнергосистемы.
/>
/>
а – векторная диаграмма при /> б – векторная диаграммапри />
При нарушении сформулированныхвыше условий точной синхронизации возможны три случая:
1 – векторы фазных напряженийгенератора /> и энергосистемы /> не равны по значению, носовпадают по фазе и изменяются во времени с одинаковой частотой:/> fr=fc/>
2 –векторы фазныхнапряжений разошлись по фазе на некоторый угол />:/> fr=fc/>
3-генератор вращается сразными угловыми скоростями:fr/>fc/>
В двух первых случаях в моментвключения генератора появляется разность напряжений />,которая обусловит протекание уравнительного тока. Уравнительный ток возникает ив третьем случае сразу же в момент включения генератора (если/>) или спустя время, когдавекторы напряжения разойдутся на некоторый угол:
/>
Где:/> иX"d– значения э.д.с. и сопротивления генератора вмомент включения,
Хс – сопротивлениеэнергосистемы, которое обычно невелико и может не учитываться в расчете.
Ток /> имеет индуктивный характерпо отношению к/>, так какактивные сопротивления генератора и энергосистемы незначительны.
В первом из рассматриваемыхслучаев уравнительный ток сохраняет реактивный характер по отношению к /> вследствие чего онне вызывает механические перегрузки на валу генератора. Разностьнапряжений при включении генератора в сеть допускают равной 5–10%номинальногонапряжения, вследствие чего опасных перегрузок генератора по току не возникает.
Во втором случае рисунок (б)уравнительный ток по отношению к /> имеетзначительную активную составляющую. Вектор /> опережаетвектор/>, поэтому активнаясоставляющая уравнительного тока /> создаетвращающий момент, направленный на торможение ротора генератора. Если бы векторнапряжения />отставал от вектора />, то активная составляющаяуравнительного тока создавала бы момент, ускоряющий ротор. Включение генераторав этом случае сопровождается значительными толчками нагрузки на его вал, чтоможет повлечь за собой серьезные механические повреждения агрегата. Воизбежание этого угол расхождения векторов напряжения синхронизируемыхисточников в момент включения не должен превышать 10 – 20 электрических Град.
В третьем случае, когда угол /> непрерывно изменяется,изменяется и разность напряжений />, которуюназывают напряжением биения. Напряжение биения изменяется от 0 до/> и частотой, равнойполусумме частот напряжений синхронизируемых источников. Огибающая, проведеннаячерез амплитуды напряжения биения, имеет частоту, равную полуразность частотгенератора и системы.
/>
Таким образом, при неравенствечастот всегда существует опасность включения в неблагоприятный момент при значительнойвеличине/>. Кроме того, при большойразности частот машина может не втянуться в синхронизм. Это заставляетограничивать допустимую разность частот при включении до значения 0,1%.
Наибольший уравнительный токвозникает при угле /> = 180 эл.град. Если предположить, что генератор включается на параллельную работу с мощнойэнергосистемой />, то
/>
При этом ток в два раза большетока трехфазного к. з. на выводах генератора. Такой ток опасен как в отношениинагрева обмоток, так и вследствие электродинамических усилий междупроводниками, особенно в лобовых частях обмотки статора.
Итак, включение возбужденногогенератора на параллельную работу с другими генераторами при несоблюденииусловий точной синхронизации может повлечь за собой тяжелые повреждения машины.
Приближение частоты вращениягенератора к синхронной и плавное регулирование е осуществляется воздействиемна регуляторы частоты вращения первичных двигателей (паровых или гидротурбин).Изменение напряжения подключаемого генератора осуществляется путем воздействияна уменьшение или увеличение тока в обмотке возбуждения.
Визуальный контроль завыполнением условий точной синхронизации производится с помощью двух вольтметров(контроль равенства напряжений генератора и сети), двух частотомеров, один изкоторых показывает частоту сети, другой – частоту подключаемого генератора, атакже с помощью специального прибора – синхроноскопа, который дает возможностьконтролировать совпадение векторов напряжения одноименных фаз. Эти приборывходят в состав так называемых щитков или колонок синхронизации и имеются навсех электростанциях.
/>
Схема включения измерительныхприборов колонки синхронизации
При точной синхронизациимомент подачи импульса на включение определяется по стрелке синхроноскопа,которая вращается с угловой скоростью скольжения (разности частот). Воздействуяна регуляторы скорости первичного двигателя, добиваются уравнивания частот, такчтобы стрелка синхроноскопа делала не более одного оборота за 20 с. Нашкале синхроноскопа нанесена черта, соответствующая совпадению напряжений пофазе. Импульсы на включение выключателя генератора следует подавать в момент,когда стрелка синхроноскопа немного не дошла до черты, так как необходимоучесть собственное время включения выключателя.
Точная синхронизация можетбыть ручной и автоматической.
Недостатки способа точнойсинхронизации являются сложность и длительность процесса, особенно в условияхаварийного режима работы энергосистемы, сопровождающегося колебаниями частоты инапряжения, необходимость высокой квалификации обслуживающего персонала,возможность тяжелых аварий при нарушении условий синхронизации.
10. Расчетрелейной защиты для заданной цепи10.1 Выбор типа защит трансформатора собственных нужд
Расчёт установок всехтрансформаторов типа ТМНC 6300/10.5/6.3.
Схема соединения обмоток силовоготрансформатора />-12.
Диапазон регулирования ±10%Uном.
Согласно ПУЭ на трансформатореустанавливаются следующие защиты.
1. Продольная дифференциальнаязащита – от всех видов КЗ в обмотке трансформатора и на выводах.
2. Газовая – от всехповреждений в нутрии бака трансформатора а также от понижения уровня масла вбаке.
3. Защита от внешних межфазныхКЗ – МТЗ с комбинированной блокировкой по напряжению
4. Защита от симметричнойперегрузки на стороне ВН
1. Продольная дифференциальнаязащита
Определение номинальных токовтрансформатора
/> А (20)
По формуле (20)
/> А
/> А (21)
/> А
1.2 Выбор трансформаторов токадифференциальной защиты
/> (24)
По формуле (24)
/>
Принимаем />
/> (25)
По формуле (25)
/>
Принимаем />
1.3 Расчёт вторичных токов в плечах защиты
/> (26)
По формуле (26)
/>А
/> (27)
По формуле (27)
/>А
Сторону НН принимаем за основут. к. у нёё больше вторичный ток.
Расчёт тока срабатываниезащиты Iсз:
Из условия отстройки от бросканамагничивающего тока:
/> />
/> А
1.5 Из условия отстройки оттока небаланса при внешним КЗ
/> Где: />
Где:
/> — ток небаланса, обусловленный погрешностьютрансформаторов тока
/> — ток небаланса, обусловленный наличиемРПН
/> — ток небаланса, обусловленный неточнойустановкой числа витков уравнительной обмотки
Ка — коэффициент периодичности
Кодн — коэффициент однотипностиТА
/>
/> /> />
/>
/> />
/> А
1.6 Определяемпредварительное значение Iнб (без Iнб)
/>
/> A
/>
/> A
Принимаем наибольшее значениеIсз=2977 А
Проверка чувствительности.
/> (28)
По формуле (28)
/>
Продолжаем расчёт с реле РНТ-565
1.7 Расчёт числа витковосновной стороны />
/> (29)
Где:
/>
/>А
По формуле (29)
/>витков
Принимаем ближайшее меньшеезначение 4
/> (30)
По формуле (30)
/> А
1.8 Определяем число витковне основной стороны.
/> (31)
По формуле(31)
/> витков
Принимаем ближайшее целоевитков />
Определяем число витковуравнительной обмотки.
/>
/> виток
1.9 Определяем ток небаланса, обусловленный неточной установкой числа витков
/> (32)
По формуле(32)
/>
2.1 Расчёт уточненногозначения Iсз
/> (33)
По формуле (33)
/> А
/>
/> А
/> (34)
По формуле (34)
/> А
Сравниваем уточненный идействительный ток срабатывания />
/>
Продолжаем расчёт с пункта 1.8
По формуле (29)
/>
Принимаем />3 витков
По формуле(30)
/> А
По формуле (31)
/> витка
Принимаем />витков
Определяем число витковуравнительной обмотки.
/>
/> витка
По формуле(32)
/> А
/>
/> А
По формуле (34)
/> А
По формуле (28)
/>
/>
Защита от внешних междуфазныхКЗ
В качестве такой защитыприменяют – МТЗ с комбинированной блокировкой по напряжению на двухобмоточныхтрансформаторах устанавливаются со стороны основного питания. Блокировка понапряжению устанавливается со стороны противоположной питанию.
Расчёт установок реле тока
/>
/>
/> А
/>
/> А
Принимаем реле РТ-40/10
Расчёт уставок релеминимального напряжения.
/>
Где:
/>
/> В
/> (35)
/> В
Принимаем реле РН-54/160
/>
/>. Не проверяется, т.к. при КЗ на сборныхшинах 6,3 кВ />
Расчёт уставок реле напряженияобратной последовательности.
/>
/> В
Принимаем реле РНФ-1М.
По формуле (35)
/> В
Защита от симметричнойперегрузки.
Защита устанавливается настороне высокого напряжения.
/>
/>
/>
/> А
/>
/> А
Принимаем реле РТ-40/10
Время срабатывания реле 5–9секунд, что бы реле не работало при кратковременных перегрузках и КЗ.
11.Описание конструкций распределительного устройства
Для широко распространеннойсхемы с двумя рабочими без обходной системы шин принимается типовая компоновкаОРУ, разработанная институтом «Энергосетьпроект». В принятой компоновки всевыключатели ВГП-220 размещаются в один ряд вдоль дороги около второй секциисистемы шин, что облегчает их обслуживание. Таки ОРУ называются однорядными.
Каждый полюс шинныхразъединителей РГ-220/1000 УХЛ1 второй системы сборных шин расположены подпроводами соответствующих фаз, сборных шин. Такое расположение позволяетвыполнить соединение разъединителей непосредственно под сборными шинами. Такиеразъединители имеют пополюсное управление.
Ошиновка ОРУ выполняетсягибкими сталеалюминевыми проводами. Ошиновка выполнена проводами марки АС-400/51.
Шаг ячейки: 15,4 м
Длинна ячейки: 86,5 м
Площадь ОРУ: 11988,6 м/>
12. Расчет заземляющегоустройства
В эффективно-заземленных сетяхэлектробезопасность считается обеспеченной, если потенциал заземлителя непревышает 10000 В, а напряжение прикосновения и шага в любое время года непревышает допустимых значений.
В целях выравниванияэлектрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования кзаземлителю на территории, занятой оборудованием прокладываются продольные ипоперечные горизонтальные заземлители (полосы стали 40/>4), которые соединяютсямежду собой в заземляющую сетку.
/>
Определение площади ОРУ 220кВ
Шаг ячейки 220кВ=15,4 м
Длинна ячейки 220кВ=86,5 м
ОРУ имеет 9 ячеек-ширина=15,4∙9=138,6 м
Площадь ОРУ: А=86,5·138,6=11988,6 м/>
Суммарная длина продольных ипоперечных полос: L=9∙138,6+86,5·19=2890,9 м
Определение сопротивлениязаземлителя типа сетки без вертикальных элнктродов
/>,
Где:
g =/>
А-площадь сетки, 11988,6 м/>
/>-общая длина проводников, 2890,6 м
/>-удельное сопротивление верхнего слоя земли,110 Ом/м
/> — удельное сопротивление нижнего слояземли, 60 Ом/м
/>-толщина верхнего слоя земли, 1,2 м
/>
/>, Ом
Определение сопротивлениязаземляющего устройства, включая естественные заземлители
/> Ом
Определение напряжения,приложенное к человеку
/>=/>,В
Где:
/>-ток, стекающий с заземлителя, 26780 А
/>-коэффициент напряжения прикосновения
/> — коэффициент, определяемый посопротивлению тела человека и сопротивлению растекания тока от ступней.
/>
Где:
/>=1000 Ом-сопротивление человека
/>-удельное сопротивление верхнего слоягрунта
/>
/>
Где:
/>-эквивалентное удельное сопротивлениеземли для определения напряжения прикосновения
/>
/>
/>
/>=170
/>
/>=26780·0,52·0,48·0,86=5748,49 В
/>>/>
5748,49>400 В.
Безопасность прикосновения необеспечена, следовательно по контуру сетки забиваются электроды />=5 м на расстоянии 3 /> друг от друга. Далеепроизводится расчёт заземлителя типа сетки с вертикальными электродами.
Определяем количествовертикальных электродов
/> шт.
где: P-периметр сетки, м
Определение сопротивлениясетки с вертикальными электродами
/>
1-горизонтальный заземлитель
2-вертикальный заземлитель
/>, Ом
/>, Ом
/>, Ом
/>, м
/>, м
/>, м
/>, Ом
Определение сопротивлениязаземляющего устройства, включая естественные заземлители
/> Ом
Определение напряженияприкосновения
/>=/>,В
/>
/>-функция отношения/>=/>
/>-расстояние между вертикальными электродами
/>, м
/>, м
/>
/>=26780·0,52·0,23·0,86=2754,48 В
/>>/>
2754,48>400 В
Напряжение прикосновениябольше допустимого 400 В, следовательно безопасность прикосновения необеспечена.
Для снижения напряженияприкосновения необходимо выполнить подсыпку слоя щебня, толщиной 0,1–0,2 м.удельное сопротивление щебня составляет не менее 5000 Ом·н.
Определение напряженияприкосновения
/>=2678·0,09·0,52·0,23=393,15 В
/>
/>
288,26
Безопасность прикосновенияобеспечена.
Список литературы1. Правила устройства электроустановок (шестое издание,переработанное и дополненное с изменениями) «Главэнергонадзор Росси» М. 1998
2. Межотраслевые правила по охране труда(правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. ПОТ РМ-016–2001 РД153–34.0–03.150–00
3. Нормы технологического проектированиятепловых электрических станций и тепловых сетей: ВНТП-81 Миэнерго СССР – М.ЦНТИ Информэнерго, 1981
4. Схемы принципиальные электрическиераспределительных устройств 6–750 кВ Северо-западное отделениеЭнергосетьпроекта – Ленинград: 1993
5. Типовые материалы для проектирования407–03–539.90. Открытые распределительные устройства 110 кВ на унифицированныхконструкциях
6. Типовые материалы для проектирования407–03–630.92. Открытые распределительные устройства 220 кВ на унифицированныхконструкциях
7. Л.Д. Рожкова; В.С. КозулинЭлектрооборудование станций и подстанций: третье издание, переработано идополнено. – Москва: Энергоатомиздат, 1987–648 с.
8. И.П. Крючков, Н.Н кувшинский, Б.ННеклипаев. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы длякурсового и дипломного проектирования третье издание, переработано и дополнено– Москва: Энергия, 1978.
9. Руководящие указания по релейнойзащите, выпуск 13А. «Релейная защита понижающих трансформаторов иавтотрансформаторов 110–500 кВ». Схемы.
– М.: Эноргоатомиздат, 1985.
10. Методическое руководство по выборуварианта и расчету среднегодовых технико-экономических показателей работыэлектрических станций в курсовом проекте и экономической части дипломногопроекта М.: 1988
11. Методическое пособие для дипломногопроектирования по расчету заземляющего устройства в установках 110 кВ и выше сэффективно заземленной нейтралью, 1999
12. Электрическая часть электрическихстанций и подстанций. Справочные материалы. Под редакцией Б.Н. Неклепаева– М.: Энергия, 1978.
13. Электрическая часть электрическихстанций и подстанций. Справочный материал для курсового и дипломногопроектирования. Учебное пособие для электроэнергетических специальностей ВУЗов/ Крючков И.П. Кувшинский Н.Н., Неклепаев Б.Н. – третьеиздание, переработанное и дополненное – М.: Энергия, 1978.
14. Справочнок по электрическим установкамвысокого напряжения, под редакцией И.А. Баумштейн С.А. Божанова– третье издание, переработанное и дополненное – М.: Энергоатомиздат, 1989.
15. Методическое пособие по выбору электрообуродавания.2007.
16. Чернобровов Н.В., Семенов В.А. Релейнаязащита энергетических систем. Учебное пособие для техникумов. – М.:Энергоатомиздат. – 1998.
17. Мандрыкин С.А. и Филатов А.А. Эксплуатацияи ремонт электрооборудования станций и сетей: Учебник для техникумов. – второеиздание, переработанное и дополненное. – М.: Энергоатомиздат, 1983. -344 с.