КУрсовая работа Электрическая часть ГЭУ. Курсовая работа по теме Электрическая часть гэу
 Скачать 0.58 Mb.
|
1 2  - средний тариф на электроэнергию, принимается равным 4,5 руб./кВт·ч.Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе  , кВт·ч, определяются по формуле
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
где  - продолжительность ремонта трансформатора, ч.Продолжительность максимальных потерь , ч, определяется по формуле
Продолжительность использования максимальной нагрузки , ч, определяется по графикам перетоков мощности через трансформатор по формуле
где  - мощность i-ой ступени графика, кВт; - время i-ой ступени графика, ч.Потери электроэнергии в автотрансформаторе , кВт·ч, определяются по формуле
Потери электроэнергии в несколько параллельно работающих трансформаторах  , кВт·ч, определяются по формуле
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:
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:
Базисные токи ступеней  , кА, находятся по формуле:
 кА.Сопротивление генераторов  , о.е., определяется по формуле:
где  – индуктивное сверхпереходное сопротивление, о.е; ЭДС генераторов  , о.е., определяется по формуле:
 Сопротивление линии связи  , о.е., определяется по формуле:
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:
где  – реактивное сопротивление системы, отнесенное к мощности системы,о.е.; – номинальная полная мощность системы МВ.А; . .ЭДС системы  , о.е., определяется по формуле:
 .Реактивное сопротивление трансформаторов  , о.е., определяется по формуле:
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
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:
 .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 %:
 .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:
Выполняется расчет для блочных трансформаторов Т1,2:   ; .Токи ЛЭП  , кА, определяются максимальной мощностью нагрузки по формуле:
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
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
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
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:
где  - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, принимается равным 0,82; - радиус провода, см, .Напряженность электрического поля вокруг расщепленных проводов  , кВ/см, определяется по формуле:
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:
где  - расстояние между соседними фазами, см.Коэффициент, учитывающий число проводов n в фазе , определяется по формуле:
где  - расстояние между проводами в расщепленной фазе, см, для 330 кВ принимается равным 30 см, .Эквивалентный радиус расщепленных проводов , см, определяется по формуле:
 .Напряженность электрического поля вокруг расщепленных проводов определяется по формуле (3.8): кВ/см.Условие проверки:
 .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:
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
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 jэ = 1,2 А/мм2 для кабелей с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией при Тнб > 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, Iдоп.ном = 630 А. Выполняется проверка допустимому току по условию:
где  - коэффициент аварийной перегрузки, принимается в зависимости от нагрузки в нормальном режиме, продолжительности перегрузки и способа прокладки,  ;  - поправочный коэффициент на температуру, о.е.,
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:
где  – коэффициент электродинамической стойкости; – действующее значение номинального первичного тока.
где  – коэффициент термической стойкости; – время термической стойкости.
Выбор производится в виде таблицы 3.10. Таблица 3.10 – Выбор ТТ
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.
Общее сопротивление приборов  , Ом, определяется по формуле:
 Допустимое сопротивление проводов  , Ом, определяется по формуле:
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:
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:
 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:
- по конструкции и схеме соединения обмоток; - по классу точности; - по вторичной нагрузке:
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
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. 1 2 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
,
,
.
,
.
.
,
,
,
,
, кВ
, кА
, кА
, кА
, кА
, кА
, кА2.с
,
,
,
,
,
,
,
,
, А
, А/мм2
, мм2
, А
.
.
; 
,
; 
.
А
А
кА
кА
кА2∙с
кА2∙с
А
А
кА2∙с
А
А
кА
кА2∙с
кА2∙с
А
;
,
,
, Вт
Вар