Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

КЭС 300 МВт - файл Dem записка.doc


КЭС 300 МВт
скачать (359.7 kb.)

Доступные файлы (3):

Dem записка.doc520kb.19.05.2001 03:00скачать
Главная Demo1.dwg
Ору220dem.dwg

содержание
Загрузка...

Dem записка.doc

Реклама MarketGid:
Загрузка...



  1. Выбор основного оборудования и разработка

вариантов схем выдачи энергии.


    1. Разработка структурных схем.


До разработки главной схемы составляются структурные схемы выдачи электроэнергии, на которых показываются основные функциональные части установки.

На КЭС экономически целесообразно устанавливать агрегаты больших мощностей.

Структурные схемы двух вариантов выдачи энергии представлены на рис. 1.1.




Рис. 1.1. Структурные схемы выдачи энергии
1.2. Выбор основного электрического оборудования
К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество и их параметры выбираются в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и других условий.

Генераторы.

При выборе числа и мощности генераторов следует руководствоваться следующими соображениями:

  • все генераторы принимаются одинаковой мощности;

  • число генераторов должно быть не менее двух и не более восьми;

  • единичная мощность генератора не должна превышать 10 % установленной мощности системы, включая проектируемую КЭС.

Таким образом, выбираем следующие генераторы для обоих вариантов:

6хТВВ – 500 – 2ЕУ3.

Трансформаторы.

Мощность двухобмоточного трансформатора, работающего в блоке с одним генератором, принимается равной мощности генератора в МВ·А (при номинальном коэффициенте мощности).

Вариант №1: 6хТЦ – 630000/500

Вариант №2: 5хТЦ – 630000/500 и ТЦ – 630000/220 – 74У1

Номинальная мощность автотрансформаторов определяется исходя из перетока мощности с шин одного напряжения на шины другого в нормальном режиме и при остановке одного генератора, присоединённого к шинам среднего напряжения Sпер. макс.

Считаем, что связь между частями системы осуществляется только на проектируемой электростанции. В нашем случае устанавливаются 3 автотрансформатора для варианта №1 и два автотрансформатора для варианта №2.

Исходя из этого, выбираем тип автотрансформаторов:

^ АОДЦТН – 267000/500/220

В этом случае при отключении одного из них оставшиеся смогут взять нагрузку.

  1. Выбор и технико-экономическое обоснование главной

схемы электрических соединений.
^ 2.1. Выбор схем распределительных устройств.
Выбор схемы электрических соединений является важным и ответственным элементом проектирования станции.

Количество отходящих линий определяется исходя из дальности передач и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:
, (2.1.1)
где Рмакс – максимальная мощность, выдаваемая на данном классе

напряжения, МВт.

Рлинии – наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт.

Тогда для напряжения 220 кВ:

На напряжении 500 кВ (число цепей связи с системой):

Схемы РУ должны удовлетворять следующим требованиям:

  • на электростанциях с блоками 300 МВт и более повреждение любого из выключателей не должно приводить к отключению более одного энергоблока;

  • повреждение или отказ секционного или шиносоединительного выключателя, а так же совпадение отказа одного из выключателей с ремонтом любого другого не должны приводить к отключению более двух блоков линии, если при этом сохраняется устойчивая работа энергосистемы или её части;

  • каждый генератор мощностью 200 МВт и более должен присоединяться к шинам повышенного напряжения через отдельные трансформаторы и выключатели;

  • отключение присоединений должно производиться:

ЛЭП – не более чем двумя выключателями;

энергоблоков, трансформаторов связи, трансформаторов собственных

нужд – не более чем тремя выключателями РУ каждого напряжения;

  • должна быть обеспечена возможность ремонта выключателей 110 кВ и выше без отключения соответствующих присоединений.

Исходя из этого и учитывая число присоединений выбираем следующие схемы:

  • для РУ 500 кВ – схема три вторых. Число присоединений:

вариант №1 – 12

вариант №2 – 10

  • для РУ 220 кВ – схема с двумя основными и обходной системами шин. Число присоединений:

вариант №1 – 7

вариант №2 – 6
^ 2.2. Собственные нужды станции.
Напряжение собственных нужд принимаем равным 6,3 кВ.

Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд рассчитывается по формуле:
, (2.2.1.)

где SГН – мощность генератора, МВ·А;

kСН – коэффициент, учитывающий расходы на СН, %.

Выбираем трансформатор СН типа ТРДНС – 40000/35.

На блочных станциях с блоками 160 МВт и выше при числе блоков до 6 устанавливают два пускорезервных трансформатора собственных нужд.

В обоих вариантах устанавливаем следующие типы пускорезервных трансформаторов СН, мощность которых должна быть в 1,5 раза больше мощности рабочих трансформаторов СН:

  • присоединённый к РУ 220 кВ – ТРДНС – 63000/220;

  • присоединённый к обмотке низкого напряжения одного из автотрансформаторов связи – ТРДНС – 63000/35


^ 2.3. Технико-экономическое сравнение вариантов.
Технико-экономическое сравнение вариантов производится с целью выявления наиболее экономичного варианта распределения генераторов между различными напряжениями, определения мощности генераторов (трансформаторов), выбора схемы РУ, когда заданным техническим требования удовлетворяют несколько схем.

При выполнении расчёта исключаем капиталовложения на закупку генераторов и трансформаторов СН, т.к. их типы одинаковы в обоих вариантах.

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат:
, (2.3.1.)
где К – капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.;

рн – нормативный коэффициент экономической эффективности

капиталовложений, равный 0,12;

И – годовые эксплуатационные издержки.
Капиталовложения на отдельное оборудование обоих вариантов представлены в табл. 2.3.1. При расчёте ОРУ 220 кВ учтено то обстоятельство, что при установке генератора на шины среднего напряжения стоимость ОРУ увеличивается на 40 %.
Таблица 2.3.1.

Капиталовложения двух вариантов

Оборудование

Первый вариант

Второй вариант

Стоимость единицы, тыс. руб.

Количе-

Ство единиц, шт.

Общая стоимость, тыс. руб.

Стоимость единицы, тыс. руб.

Количе-

ство единиц, шт.

Общая стоимость, тыс. руб.

Ячейка с выключа-

телем 500 кВ


258


18


4644


258


15


3870

Ячейка с выключа-

телем 220 кВ


132


9


1188


132


8


1056

ТЦ-630000/500


585


6


3510


585


5


2925

ТЦ-630000/220


-


-


-


574


1


574

Общая стоимость


9342


11795


Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования Иа и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ:

, (2.3.2.)
где Ра и Ро – отчисления на амортизацию и обслуживание, %. Для

оборудования проекта примем Ра = 6,4 %, Ро = 3 %;

ΔЭ – потери энергии в кВт·ч;

βстоимость одного кВт·ч потерянной энергии, равная 0,8

коп/(кВт·ч).
Потери энергии, кВт·ч, в двухобмоточном трансформаторе и автотрансформаторе:
, (2.3.3.)
где ΔРхх – потери холостого хода;

ΔРкз – потери короткого замыкания;

Sн – номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

Sм – максимальная нагрузка трансформатора;

Т – число часов работы трансформатора, можно принять Т= 8760 час.

τ – число часов максимальных потерь, при Т = 8760 час., τ = 8760 час.
Потери холостого хода и короткого замыкания для используемых трансформаторов:

ТЦ – 630000/500:

Рхх = 0,42 МВт; Ркз = 1,21 МВт.

ТЦ – 630000/220:

Рхх = 0,38 МВт; Ркз = 1,2 МВт.

^ АОДЦТН – 267000/500/220.

Рхх = 0,13 МВт; Ркз = 0,47 МВт.
Потери энергии в блочном трансформаторе 500 кВ:

Первый вариант: 6 блоков: ΔЭ1 = 62134,2·103 кВт·ч

Второй вариант: 5 блоков: ΔЭ2 = 51778,5·103 кВт·ч
В автотрансформаторе:

Первый вариант: ΔЭ1 = 0,13·8760 + 0,47·(150/267)2·8760 = 3903,6·103 кВт·ч

Второй вариант: ΔЭ2 = 0,13·8760 + 0,47·(0/267)2·8760 = 1138,8·103 кВт·ч

Учитывая их количество:

ΔЭ1 = 11710,8·103 кВт·ч ΔЭ2 = 2277,6·103 кВт·ч
В блочном трансформаторе 220 кВ:


Суммарные потери в трансформаторах:
Первый вариант: ΔЭ1 = (62134,2 + 11710,8)·103 = 73845·103 кВт·ч

Второй вариант: ΔЭ2 = (51778,5 + 2277,6 + 9950,1)·103 = 64006,2·103 кВт·ч
По вариантам приведённые затраты:
Первый вариант:




Второй вариант:



Согласно проведенному технико-экономическому сравнению исходя из расчёта затрат на сооружение системы выбираем вариант № 1.



  1. ^ Расчёт токов короткого замыкания.


Для выбора и проверки электрических аппаратов необходимо, прежде всего, правильно оценить расчётные условия КЗ: составить расчётную схему, наметить места расположения расчётных точек КЗ, определить расчётное время протекания тока КЗ и расчётный вид КЗ.

Составим расчётную схему (рис. 3.1.), которая представляет собой однолинейную электрическую схему проектируемой станции, в которую включены все источники питания и все возможные связи между ними и системой.

Рассчитаем сопротивления элементов, используя данные задания и параметры выбранных ранее трансформаторов и генераторов.

Расчёт будет производиться в относительных единицах. Принимаем Sб = 1000 МВ·А.

Линии:

где Худ – удельное сопротивление 1 км линии, равное 0,4 Ом.

l – длина линии, 150 км;

Uср.н.2 – средненоминальное напряжение, 525 кВ;

n – число цепей, 3.



Трансформаторы блока (ТЦ – 630000/500)


Трансформаторы собственных нужд (ТРДНС – 40000/35).







Пускорезервные трансформаторы СН.

^ ТРДНС – 63000/220



ТРДНС – 63000/35



Автотрансформаторы связи (АОДЦТН – 267000/500/220)










Генераторы (ТВВ – 500 – 2ЕУЗ)





Рис. 3.1.

Рассчитаем точки короткого замыкания.
Точка К1
Схему (рис. 3.1.) свернём к схеме на рис. 3.2., где имеется две ветви источников питания – система и все генераторы станции.



Рис. 3.2.
Сопротивления схемы на рис. 3.2. рассчитаем:
Х33 = Х1 + Х2 = 0,05 + 0,073 = 0,123

Х34 = 1/6·(Х3 + Х9) = 1/6·(0,222 + 0,41) = 0, 105
ЭДС остаются прежними:
Ес = 1,0

Е7 = Е1 = Е2 = Е3 = Е4 = Е5 = Е6 = 1,13
Периодические составляющие тока КЗ в относительных единицах:
I*по = Е/Х

I*пос = 1,0/0,123 = 8,13

I*пог = 1,13/0,105 = 10,762

Базисный ток:

где Uср.н. – средненоминальное напряжение ступени, для которой

рассчитывается КЗ.

Для К1 Uср.н. = 525 кВ.


тогда:
Iпос = I*пос · Iб = 8,13 · 1,099 = 8,935 кА

Iпог = I*пог · Iб = 10,762 · 1,099 = 11,827 кА
Ударный ток:

где Ку – ударный коэффициент, для шин повышенного напряжения станции с трансформаторами 100 МВ·А и выше Ку = 1,93.

Ток КЗ в производный момент времени переходного процесса находится по типовым кривым для момента расхождения контактов выключателя τ.
τ = τр.з. + τс.в.,
где τр.з. – время действия релейной защиты, можно принять 0,01с.

τс.в. – собственное время отключения выключателя, для выключателей

500 кВ это время 0,055с.
τ = 0,01 + 0,055 = 0,065 с.
Номинальный ток генераторов:


Находим отношение Iпо/Iнг≈ 4 (четвёртая типовая кривая)

Отсюда: К = 0,88.

Тогда:
Iг = К·Iпог = 0,88·11,827 = 10,408 кА

Iс = Iпос = 8,935 кА
Величина асимметричного тока в момент размыкания контактов:
,
где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей

тока КЗ. Для шин повышенного напряжения станции с

трансформаторами 100 МВ·А и выше Та = 0,14 с.
,

,
Находим суммарные значения токов:
Iпо = Iпос + Iпог = 8,935 + 11,827 = 20,762 кА

iу = 56,668 кА

Inτ = Inτc + Inτг = 8,935 + 10,408 = 19,343 кА

i = iг + iаτс = 10,514 + 7,943 = 18,457 кА

Максимальное значение асимметричного тока:

Точка К2.
Схема (рис. 3.1.) преобразуется к виду на рис. 3.3.




Рис. 3.3.



Дальнейшее преобразование схемы к виду на рис. 3.4. производим с помощью формул потокораспределения:





Рис. 3.4.











Дальнейшие расчёты аналогичны расчётам точки К1.

Результаты расчётов сведём в табл. 3.1.
Таблица 3.1.

Точка КЗ

Iпо, кА

Ку

iу, кА

I, кА

i, кА

iк, кА

1

20,762

1,93

56,668

19,343

18,457

45,812

2

23,832

1,93

57,667

20,054

19,281

46,133

3

27,331

1,85

73,138

23,128

16,763

47,635

4

10,123

1,93

25,16

10,417

4,97

18,053

5

25,419

1,85

70,436

22,547

13,63

43,177

6

158,534

1,98

473,527

-

-

-

7

19,758

1,85

42,391

16,776

9,45

29,56

^ 4. Выбор аппаратов.
4.1. Выбор выключателей.
Электрические аппараты выбираются по расчётным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. При этом расчётные величины должны быть меньшими или равным каталожным параметрам.

Расчётные и каталожные параметры выключателей на 500 кВ сводим в табл. 4.1.1.
Таблица 4.1.1.
^

Высоковольтные выключатели 500 кВ


Параметры
^

Выключатель ВВ – 500Б – 31,5/2000 У1


Расчётные величины

Каталожные величины

Условия выбора проверки

Номинальное напряжение

500 кВ

500 кВ

500 = 500

Номинальный ток

Iр мах = 712,9 А

Iн = 2000 А

712,9 < 2000

Номинальный ток отключения:










- симметричный

Iпτ = 19,343 кА

Iн откл = 31,5 кА

19,343 < 31,5

- асимметричный

iк = 45,812 кА

√2·Iн откл ·(1+β)

45,812 < 53,29

Номинальный ток динамической стойкости










- симметричный

Iпо = 20,762 кА

Iдин = 31,5 кА

20,762 < 31,5

- асимметричный

iу = 56,668 кА

iмах = 80 кА

56,668 < 80

Номинальный тепловой импульс

Iпо2(tоткла)

It2·tt

88,37 < 2976,75


Расчётные и каталожные параметры на 220 кВ сведём в табл. 4.1.2.

На стороне 6 кВ (собственные нужды) устанавливаются шкафы выкатного исполнения на базе электромагнитных выключателей. Для рабочих и резервных трансформаторов СН устанавливаем шкаф К – ХХ/(К - ХХV) на базе выключателя ВЭС – 6 – 40/3200 УЗ. Из табл. 3.1. видим, что проверку достаточно выполнить для точки КЗ за трансформатором ПРТСН – 220 кВ, для которого точки КЗ имеют наибольшую величину.

Расчётные (для этого трансформатора) и каталожные параметры выключателя (установленного в шкафу) приведены в табл. 4.1.3.

На стороне 20 кВ (между автотрансформатором и пускорезервным трансформатором) установим воздушный выключатель ВВУ – 35А – 40/3150 У1.

Расчётные и каталожные параметры выключателя приведены в табл. 4.1.4.

Таблица 4.1.2.
^

Высоковольтные выключатели 220 кВ


Параметры
^

Выключатель ВВБ – 220Б – 31,5/2000 У1


Расчётные величины

Каталожные величины

Условия выбора проверки

Номинальное напряжение

220 кВ

220 кВ

220 = 220

Номинальный ток

Iр мах = 981 А

Iн = 2000 А

1837 < 2000

Номинальный ток отключения:










- симметричный

Iпτ = 20,054 кА

Iн откл = 31,5 кА

20,054 < 31,5

- асимметричный

iк = 46,133 кА

√2·Iн откл ·(1+β)

46,133 < 54,6

Номинальный ток динамической стойкости










- симметричный

Iпо = 23,832 кА

Iдин = 40 кА

23,832 < 40

- асимметричный

iу = 57,667 кА

iмах = 102 кА

57,667 < 102

Номинальный тепловой импульс

Iпо2(tоткла)

It2·tt

116,43 < 4800


Таблица 4.1.3.
^

Выключатели КРУ внутренней установки 6 кВ


Параметры
^

Шкаф выкатного исполнения К-ХХ/(К-ХХV) с ВЭС-6-40/3200 УЗ.


Расчётные величины

Каталожные величины

Условия выбора проверки

Номинальное напряжение

6 кВ

6 кВ

6 = 6

Номинальный ток

3031,57 А

3200А

3031,57 < 3200

Номинальный ток отключения:










- симметричный

Iпτ = 23,128 кА

Iн откл = 40 кА

23,128 < 40

- асимметричный

iк = 47,635 кА

√2·Iн откл ·(1+β)

47,635 < 67,68

Номинальный ток динамической стойкости










- симметричный

Iпо = 27,331 кА

Iдин = 40 кА

27,331 < 40

- асимметричный

iу = 73,138 кА

iмах = 128 кА

73,138 < 128

Номинальный тепловой импульс

Iпо2(tоткла)

It2·tt

153,13 < 6400


Таблица 4.1.4.

Параметры
^

Выключатель ВВУ – 35А – 40/3150 У1


Расчётные величины

Каталожные величины

Условия выбора проверки

Номинальное напряжение

20 кВ

35 кВ

20 < 35

Номинальный ток

Iр мах = 2425 А

Iн = 3150 А

2425 < 3150

Номинальный ток отключения:










- симметричный

Iпτ = 10,417 кА

Iн откл = 40 кА

10,417 < 40

- асимметричный

iк = 18,053 кА

√2·Iн откл ·(1+β)

18,053 < 73,5

Номинальный ток динамической стойкости










- симметричный

Iпо = 10,123 кА

Iдин = 40 кА

10,123 < 40

- асимметричный

iу = 25,16 кА

iмах = 102 кА

25,16 < 102



^ 4.2. Выбор разъединителей.
В РУ – 500 кВ используются разъединители с одним и двумя заземляющими ножами. Расчётные и каталожные данные выбора разъединителей приведены в табл. 4.2.1.

Таблица 4.2.1.
^

Разъединители 500 кВ


Параметры

РНД3.1-500/3200ХЛ1 РНД3.2-500/3200ХЛ1


Расчётные величины

Каталожные величины

Условия выбора проверки

Номинальное напряжение

500 кВ

500 кВ

500 = 500

Номинальный ток

Iр мах = 712,9 А

Iн = 3200 А

712,9 < 3200

Номинальный ток динамической стойкости

56,668 кА

160 кА

56,668 < 160

Номинальный тепловой импульс

Iпо2(tоткла)

It2·tt

88,37 < 7938


В РУ – 220 кВ так же используются разъединители с одним и двумя заземляющими ножами. Расчётные и каталожные параметры выбора разъединителей приведены в табл. 4.2.2.


Таблица 4.2.2.
^

Разъединители 220 кВ


Параметры

РНД3.1-220/2000У1 РНД3.2-220/2000У1


Расчётные величины

Каталожные величины

Условия выбора проверки

Номинальное напряжение

220 кВ

220 кВ

220 = 220

Номинальный ток

Iр мах = 981 А

Iн = 2000 А

1837 < 2000

Номинальный ток динамической стойкости

57,667 кА

100 кА

57,667 < 100

Номинальный тепловой импульс

Iпо2(tоткла)

It2·tt

116,43 < 4800



^ 4.3. Выбор разрядников.
Для защиты от атмосферных и кратковременных внутренних перенапряжений изоляции оборудования применяют следующие виды разрядников:

РВМГ – 500 У1

РВМГ – 220 МУ1

РВМ – 20 У1.


  1. Выбор токоведущих частей.



^

ОРУ – 500 кВ


В качестве сборных шин ОРУ – 500 кВ выбираем гибкие сталеалюминевые провода марки АС. Выбор и проверку производим исходя из следующих условий:





Для провода АС – 400/51 Iдоп = 825А

712,93 < 825

  1. По условию короны для Uн = 500 кВ применяем три провода в фазе.

  2. На термическую стойкость не проверяются.

Гибкая ошиновка РУ выполняется теми же проводами, что и сборные шины.

ОРУ – 220 кВ.

В качестве сборных шин ОРУ – 220 кВ выбираем гибкие провода марки АС. Выбор и проверку производим исходя из следующих условий:





Выбираем провода 2хАС – 500/64 Iдоп = 2·945 = 1890А

1653 < 1890

  1. По условию короны удовлетворяют.

  2. На термическую стойкость не проверяются.

Гибкая ошиновка РУ выполняется теми же проводами, что и сборные шины.

Провода для соединения ПРТСМ на 20 кВ применяем сталеалюминевые.





Выбираем провода 2хАС – 400/51 Iдоп = 2·825 = 1650А

1212,45 < 1650

  1. По условию короны удовлетворяют.

  2. На термическую стойкость не проверяются.

Комплектные токопроводы в вводах 6 кВ:

  • Рабочие ТСН:



Выбираем токопровод ТЗК – 6 – 2000 – 81.

Iн = 2000 A Iн > Iут

Проверяем на электродинамическую стойкость:

iэ.дин. = 81 кА; iу = 42,391 кА; iу < iэ.дин.

  • ПРТСМ:



Выбираем токопровод ТЗМЭП – 10 – 3150 – 128.

Uн = 10 кВ Uр = 6 кВ 6 < 10

Iн = 3150 A Iут = 3031,17 А Iн > Iут

Проверяем на электродинамическую стойкость:

iэ.дин. = 128 кА; iу = 73,138 кА; iу < iэ.дин.
Для подвески гибких шин применяются следующие гирлянды изоляторов:

500 кВ: 22хПС – 6А

220 кВ: 15хПС – 6А

В цепи генератора применяем пофазный экранированный токопровод с электрически непрерывным кожухом ТЭКМ – Е – 20 – 20000 – 560.

  1. Uн = 20 кВ; Uраб = 20 кВ; 20 = 20

  2. Iн = 20000 А; Iраб мах = 16974,5 А; Iн > Iраб мах

  3. Электродинамическая стойкость:

iэл.дин. = 560 кА; iу = 477,527 кА; iу < iэл.дин.

^ 6.Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов.
6.1. Выбор измерительных приборов.


  1. Турбогенератор.

Статор: Тип прибора Класс точности

  1. Амперметр в каждой фазе Э – 377 1,5

  2. Вольтметр Э – 377 1,5

  3. Ваттметр Д – 365 1,5

  4. Варметр Д – 365 2,5

  5. Счётчик активной энергии И – 675 1,0

  6. Счётчик реактивной энергии И – 675М 2,0

Регистрирующие приборы:

  1. Ваттметр Н- 395 1,5

  2. Амперметр Н – 393 1,5

  3. Вольтметр Н – 393 1,5

Ротор:

  1. Амперметр Э – 377 1,5

  2. Вольтметр Э – 377 1,5

  3. Регистрирующий амперметр Н – 393 1,5

  1. Блочный трансформатор.

НН: -

ВН: Амперметр Э – 377 1,5

  1. Автотрансформатор связи.

НН: Амперметр Э – 377 1,5

Ваттметр Д – 365 1,5

Варметр с двухсторонней шкалой Д – 365 2,5

СН: то же

ВН: Амперметр Э – 377 1,5

  1. Трансформатор собственных нужд.

Сторона питания: Амперметр Э – 377 1,5

Ваттметр Д – 365 1,5

Счётчик активной энергии И – 675 1,0
Ввод к секциям 6,3 кВ:

Амперметр Э – 377 1,5

Ваттметр Д – 365 1,5

Счётчик активной энергии И – 675 1,0

  1. ЛЭП 220 кВ:

Амперметр Э – 377 1,5

Ваттметр Д – 365 1,5

Варметр Д – 365 2,5

Счётчик активной энергии И – 675 1,0

Счётчик реактивной энергии И – 673М 2,0

  1. ЛЭП 500 кВ:

Амперметр Э – 377 1,5

Ваттметр Д – 365 1,5

Варметр Д – 365 2,5

Осциллограф

Счётчик активной энергии И – 675 1,0
^ 6.2. Выбор трансформаторов тока.
Цепь генератора.

Встроенные в токопровод трансформаторы тока ТШЛ20Б – III 18000/5

Подсчёт вторичной нагрузки трансформатора тока приведён в табл. 6.2.1.
Таблица 6.2.1.

Прибор

Тип

Кол-во

Потребляемая мощность, В·А

Фаза А

Фаза В

Фаза С

Амперметр

Э-377

3

0,1

0,1

0,1

Ваттметр

Д-365

1

0,5




0,5

Варметр

Д-365

1

0,5




0,5

Счётчик активной энергии

И-675

1

2,5




2,5

Счетчик реактивной энергии

И-675М

1

2,5

2,5

2,5

Регистрирующий ваттметр

Н-395

1

10




10

Регистрирующий амперметр

Н-393

1

10

10

10

Суммарная нагрузка







26.1

12,6

26,1


Наибольшая нагрузка приходится на ТТ фаз А и С Sприб = 26,1 В·А
rприб= Sприб / I22 = 26,1/ 52 = 1,04 Ом
Тогда rпр = Z2 ном – r приб – r к,
где rк – сопротивление в контактах, Ом;

rпр – сопротивление соединительных проводов, Ом;

Z2 ном – номинальная нагрузка, Ом.
rпр = 1,2 – 1,04 – 0,1 = 0,06 Ом.
Ориентировочная длина l = 10 м.

Во вторичных цепях электростанции с генераторами 100 МВт и выше используются медные жилы (ρ = 17,5·10-9 Ом·м)

Тогда расчётное сечение проводов:

Выбираем кабель АКРВГ с жилами 3 мм2.

Цепь собственных нужд.

В трансформатор СН встроены трансформаторы тока типа ТВТ – 35 – 4000/5.

С низкой стороны (6 кВ) трансформатора СН устанавливаем трансформаторы тока типа ТПЛШ – 10 – 4000/5.

Iр.мах = 3031,57 А < I н = 4000 А

Uр.мах = 6 кВ < Uн = 10 кВ

Подсчёт вторичной нагрузки приведён в табл. 6.2.2.
Таблица 6.2.2.



Прибор

Тип

Наибольшая потребляемая мощность

Амперметр

Э – 377

0,5

Счётчик активной энергии

И – 675

2,5


rприб = Sприб/Iр = 3,0/52 = 0,12 Ом
Тогда: rпр = Z2 ном – r приб – rк, где

Z2ном = 0,8 Ом

rпр = 0,8 – 0,12 – 0,01 = 0,58 Ом.

Ориентировочная длина 6 метров, тогда:

Sпр = ρl/rпр = 0,0175·6/0,58 = 0,18 мм2

Принимаем кабель АКРВГ с жилами 1 мм2.

Цепь пускорезервных собственных нужд.

В трансформатор встроены трансформаторы тока:

в трансформатор с Uвн = 20 кВ – ТВТ – 35 – 1000/5

в трансформатор с Uвн = 220 кВ – ТВТ – 220 – 600/5

С низкой стороны 6 кВ трансформаторов пускорезервных устанавливаем трансформаторы тока типа ТПЛШ – 10 – 3000/5

Iр.мах = 1212,45 А < Iн = 3000 А

Uр.мах = 6 кВ < Uн = 10 кВ.

ТТ нагружен аналогично цепи СН (табл. 6.2.2.). Используем кабель АКРВГ – с жилами 1 мм2.

РУ – 500 кВ

Устанавливаем трансформаторы тока типа ТФРМ – 500Б – 2000/1

Iр.мах = 712,9 А < Iн = 2000 А

Проверку производим по следующим условиям:

iу = 56,668 кА < iдин = 120 кА – динамическая стойкость.

Вк = 88,37 < 472·1= 2209 – термическая стойкость.

Требуемый класс точности – 0,5.

Подсчёт вторичной нагрузки приведён в табл. 6.2.3.
Таблица 6.2.3.

Прибор

Тип

Кол-во

Потребляемая мощность, В·А

Фаза А

Фаза В

Фаза С

Амперметр

Э-377

3

0,5

0,5

0,5

Ваттметр

Д-365

1

0,5




0,5

Варметр

Д-365

1

0,5




0,5

Счётчик активной энергии

И-675

1




2,5




Счетчик реактивной энергии

И-675М

1




2,5




Регистрирующий амперметр

Э-377

1

10




10

Суммарная нагрузка







11.5

5,5

11,5


Наибольшая нагрузка от приборов приходится на ТТ фаз А и С.

Sприб = 11,5 В·А

rприб= Sприб / I22 = 11,5/ 12 = 11,5 Ом
rпр = Z2 ном – r приб – r к,
где Z2 ном = 40 Ом
rпр = 40 – 11,5 – 0,1 = 28,4 Ом.
Тогда расчётное сечение проводов при длине 175 м равно:

Выбираем кабель АКРВГ с жилами 1 мм2.

На РУ – 220 кВ

Устанавливаем трансформаторы тока типа ТФЗМ – 220Б – 1000/1.

Iр.мах = 981 А < I н = 1000 А

Uр.мах = 220 кВ = Uн = 220 кВ

Устанавливаем приборы, аналогичные приборам линии 500 кВ.

Мощность вторичных нагрузок ТТ приведена в табл. 6.2.3.

rприб = 11,5/12 = 11,5 Ом

Z2 нои = 20 Ом (класс точности 0,5)

rпр = 20 – 11,5 – 0,1 = 8,4 Ом.

Тогда при длине проводов 100 метров:

Используем кабель АКРВГ с жилами 1 мм2

Автотрансформаторы

Высшая сторона 500 кВ

Встроенные трансформаторы тока типа ТВТ – 500 – 2000/1

Устанавливается один амперметр в фазу В типа Э – 377 с Sприб = 0,5 В·А.

Тогда rприб = 0,5/12 = 0,5 Ом

Допустимая нагрузка 30 Ом

rпр = 30 – 0,5 – 0,1 = 29,4 Ом.

Сечение провода:

Используем кабель АКРВГ с жилами 1 мм2

Средняя сторона 220 кВ

Встроенные трансформаторы тока типа ТВТ – 220 – 1000/1

Iр.мах = 981 А

Подсчёт вторичной нагрузки приведён в табл. 6.2.4.
Таблица 6.2.4.



Прибор

Тип

Кол-во

Потребляемая мощность, В·А

Фаза А

Фаза В

Фаза С

Амперметр

Э-377

1




0,5




Ваттметр

Д-365

1

0,5




0,5

Варметр

Д-365

1

0,5




0,5

Суммарная нагрузка







1,0

5,5

1,0


Наибольшая нагрузка от приборов приходится на ТТ фаз А и С.

Sприб = 1 В·А

rприб= 1 Ом

Z2 ном = 30 Ом

rпр = 30 – 1– 0,1 = 28,9 Ом.
Тогда расчётное сечение проводов при длине 100 м равно:

Выбираем кабель АКРВГ с жилами 1 мм2.
^ 6.3. Выбор трансформаторов напряжения.
Цепь генератора.

В токопровод встроены трансформаторы напряжения ЗОМ – 1/20.

Мощность приборов, подключённых к ТН приведена в табл. 6.3.1.
Таблица 6.3.1.

Прибор

Тип

Sобм, В·А

Число паралл. катушек

cosφ

sinφ

Число приборов

Общая мощность

Р, Вт

Q,Вар

Вольтметр

Э-377

2

1

1

0

1

2




Ваттметр

Д-365

1,5

2

1

0

2

6




Варметр

Д-365

1,5

2

1

0

1

3




Датч. акт. мощности

Е-829

10

-

1

0

1

10




Датч. реакт. мощности

Е-830

10

-

1

0

1

10




Счётчик акт. эн.

И-675

2 Вт

2

0,38

0,925

1

4

9,7

Ваттметр регистр.

Н-395

10

2

1

0

1

20




Вольтметр регистр

Н-393

10

1

1

0

1

10




Частото-метр

Э-372

3

1

1

0

2

6

























71

9,7



^

Полную мощность определим по формуле:




Допустимая мощность ТН: Sд = 75 В·А

Тогда имеем: S2∑ < Sдоп

Следовательно, ТН обеспечит необходимый класс точности 0,5.

На шинах 500 кВ устанавливаем трансформатор типа НКФ – 500 – 100.

Подсчитаем его вторичную нагрузку (табл. 6.3.2.).

Полная мощность:

Допустимая мощность 400 В·А, что выше чем S2∑.

Следовательно ТН обеспечивает необходимый класс точности 0,5.

На шинах 220 кВ установим трансформатор напряжения типа НКФ – 220 – 58.

Допустимая мощность 400 В·А, что выше чем S2∑.

Следовательно ТН обеспечивает необходимый класс точности 0,5.
Таблица 6.3.2.

Прибор

Тип

Sобм, В·А

Число паралл. катушек

cosφ

sinφ

Число приборов

Общая мощность

Р, Вт

Q,Вар

Ваттметр

Д-365

1,5

2

1

0

1

3




Варметр

Д-365

1,5

2

1

0

1

3




Счётчик реакт. эн.

И-675М

3 Вт

2

0,38

0,925

1

3х2

14,6

Счётчик акт. эн.

И-675

3 Вт

2

0,38

0,925

1

3х2

14,6

Вольтметр регистр

Н-393

10

2

1

0

1

20

























38

29,2


На шинах 220 кВ установлен трансформатор напряжения типа НКФ – 220 – 58.

Допустимая мощность вторичной нагрузки 400 В·А, а полная мощность подключенных приборов S2 = 48 В·А. Следовательно ТН обеспечит необходимый класс точности 0,5.

^ 7. Выбор типов релейной защиты.
7.1. Защиты блока генератор – трансформатор.


  1. продольная дифференциальная защита трансформатора от многофазных замыканий, витковых замыканий и замыканий на землю на основе применения реле РНТ – 562;

  2. продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотках статора и на его выводах с использованием реле РНТ – 562;

  3. защита напряжения нулевой последовательности – от замыкания на землю на стороне генераторного напряжения;

  4. газовая защита трансформатора – от замыкания внутри кожуха трансформатора;

  5. токовая защита обратной последовательности, состоящая из двух фильтр – реле тока обратной последовательности РТФ – 2 и РТФ – 3. При этом чувствительный орган реле РТФ – 2 и РТФ – 3 осуществляет защиту генератора от перегрузок токами обратной последовательности. Грубый орган реле РТФ – 2 является резервной защитой от внешних несимметричных КЗ;

  6. токовая защита с пуском по минимальному напряжению – резервная от симметричных КЗ;

  7. защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю в сети с большим током замыкания н землю;

  8. максимальная токовая защита от симметричных перегрузок, используется ток одной фазы;

  9. цепь ускорения отключения блока и пуск схемы УРОВ при неполнофазных отключениях выключателя;

  10. односистемная поперечная защита от витковых замыканий в одной фазе без выдержки времени – для защиты генератора.


^ 7.2. Защита автотрансформаторов (АТ).


  1. от всех видов КЗ в обмотках всех сторон АТ и на его выводах – продольная дифференциальная токовая защита;

  2. от многофазных КЗ на выводах стороны НН АТ – дифференциальная токовая защита или МТЗ с комбинированным пуском по напряжению, которая одновременно выполняет функции защит от внешних КЗ;

  3. от замыканий внутри кожуха АТ, устройства РПН АТ, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла – газовая защита;

  4. от замыкания на землю со стороны НН АТ защита напряжения нулевой последовательности, действующая на сигнал;

  5. от внешних многофазных КЗ, а так же для резервирования защит по пунктам 1) – 4) – токовая защита обратной последовательности с приставкой от симметричных КЗ (МТЗ с пуском по напряжению);

  6. от внешних КЗ на землю в сети с большим током замыкания на землю – токовая направленная защита нулевой последовательности;

  7. от перегрузок – МТЗ с использованием тока одной фазы;

  8. в качестве пускового датчика – устройства тушения пожара н АТ – токовая защита нулевой последовательности с заземляющим проводом.


^ 7.3. Защиты трансформаторов собственных нужд.


  1. от повреждений внутри кожуха и на выводах – продольная дифференциальная токовая защита на основе реле РНТ – 562;

  2. от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газов и от понижения уровня масла – газовая защита;

  3. от внешних КЗ, а так же для резервирования защит по пунктам 1) – 2) – МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;

  4. от перегрузки – МТЗ, использующая ток одной фазы с действием на сигнал.


^ 7.4. Защита шин.


  1. дифференциальная токовая защита без выдержки времени, охватывающая все элементы, которые подсоединены к системе шин, осуществляется с помощью реле тока, отстроенного от переходного и установившегося тока небаланса;

  2. на обходном выключателе устанавливается трёхступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных КЗ;

  3. на обходном выключателе – четырёхступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю;

  4. на шиносоединительном выключателе – двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;

  5. на шиносоединительном выключателе – трёхступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю.


^ 7.5. Защита ЛЭП.


  1. высокочастотная защита;

  2. трёхступенчатая дистанционная защита;

  3. токовая защита нулевой последовательности – для защиты от КЗ на землю.


^ 8. Выбор конструкций и описания распределительных устройств.
Типовые конструктивные решения служат основой для разработки конструкций РУ при проектировании конкретной электростанции. Окончательное решение по конструкции РУ принимается на основании технико-экономического сопоставления ряда эскизно проработанных вариантов компоновок.

РУ должны удовлетворять ряду требований. Основные из них: надёжность, экономичность, удобство и безопасность обслуживания, безопасность для людей, находящихся вне РУ, пожаробезопасность, возможность расширения.

Надёжность в работе означает малую вероятность возникновения повреждения оборудования, КЗ в РУ, локализацию повреждения, если оно всё-таки возникло.

Требования экономичности предполагает возможно меньшие размеры РУ (площадь, объём зданий), капитальные затраты и сроки сооружения.

Для оперативного персонала необходимо обеспечить безопасность и удобство осмотра оборудования, произведений переключений и выполнения работ по устранению мелких неполадок, для ремонтного персонала – безопасность и удобство ремонта и замены оборудования при снятии напряжения лишь с того присоединения, которому принадлежит ремонтируемое оборудование. Требование возможности расширения означает возможность подключения к РУ новых присоединений.

Площадка ОРУ окружается от остальных территорий станции внутренним забором высотой 1,6 м – сплошным сетчатым и решётчатым. Компоновку ОРУ выбирают, исходя из схемы соединений, перспектив развития и особенностей конструкций установленных электрических аппаратов.

В моём проекте на напряжение 500 кВ – принимаем схему 3/2 выключателя на цепь, на 220 кВ – двойная система шин с обходной.

Рассмотрим схему 3/2 выключателя на цепь. Каждое присоединение включено через два выключателя. Для отключения линии необходимо отключить два рядом стоящих выключателя. В нормальном режиме обе системы шин находятся под напряжением. Для ревизии одного выключателя отключают его разъединители, установленные по обе стороны выключателя. Количество операций для вывода в ремонт – минимальное, разъединители служат только для отделения выключателя при ремонте, никаких оперативных переключений они не производят. Достоинством схемы является то, что при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе и высокая надёжность, т.к. все присоединения остаются в работе даже при повреждении на шинах.

Схема позволяет в рабочем режиме без операций разъединителями производить опробирование выключателей.

Для увеличения надёжности одноимённые элементы присоединяют к разным системам шин.

Недостатком схемы являются:

  • отключение КЗ на линии двумя выключателями, что увеличивает общее количество ревизий выключателями;

  • удорожание конструкции РУ при нечётном числе присоединений;

  • снижение надёжности, если количество линий не соответствует числу трансформаторов.

Схема с двумя и обходной системами шин.

Эту схему мы принимаем на 220 кВ.

Применение отдельных ОВ и ШСВ обеспечивают большую оперативную гибкость, но увеличивает капитальные затраты.

Недостатки схемы:

  • отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединённых к данной СШ;

  • повреждение СШВ равнозначно КЗ на обеих СШ;

  • большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ.

ОРУ сооружается при напряжениях 35 кВ и выше. Они дешевле ЗРУ, но менее удобны в обслуживании и занимают большую площадь.

Сборные шины и ошиновку выполняют неизолированными сталеалюминевыми проводами на оттяжных и подвесных гирляндах изоляторов или жёсткими алюминиевыми трубами на опорных изоляторах.

Жёсткие шины позволяют применить более простые несущие конструкции, уменьшить занимаемую площадь и высоту ОРУ. Однако стоимость жёстких шинных конструкций несколько выше стоимости гибких шин, а так же для крепления требуются более дорогие и менее надёжные опорные изоляторы.

Для крепления гибких проводов предусматриваются порталы, для жёстких шин и аппаратов опоры в виде стояк и стульев или так же порталы.

Оборудование одного присоединения занимает горизонтальную полосу, которую называют ячейкой.

Надёжность ОРУ достигается соблюдением достаточных изоляционных расстояний в воздухе между токоведущими частями разных фаз и между токоведущими и заземлёнными частями.

Для удобства обслуживания (монтажа, ремонта) предусматривается проезд вдоль ряда выключателей. Габариты проезда должны быть не менее 4 м по ширине и высоте.

Литература


  1. Методические указания по курсовому проектированию по курсу “Электрическая часть электрических станций”, БПИ, Мн., 1982 г.

  2. Крючков И.П., Кувшинский И.Н., Неклепаев Б.И. “Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования”, 3 изд. – М: Энергия 1978 г.

  3. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. “Электрооборудование станций и подстанций”, 2 изд. – М: Энергия 1980г.

  4. “Справочник по проектированию электроэнергетических систем”, под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шашила – М: Энергия 1977 г.








Скачать файл (359.7 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru