кр. Курсовой проект Проектирование электрической части тэц 480 мвт чэнК. 11. 02. 03. 001. 001. 017. Пз

• Название: Курсовой проект Проектирование электрической части тэц 480 мвт чэнК. 11. 02. 03. 001. 001. 017. Пз
• Дата: 26.05.2022
• Размер: 1.16 Mb.
• Имя файла: kursach_3-19_ziklenkov.docx
• Тип: Курсовой проект; #551761
• страница: 2 из 3

4 . Выбор принципиальных схем РУ разных напряжений

Схема с двумя рабочими системами шин на 220 кв

Преимущество:

— возможность производить ремонт одной системы шин, сохраняя в работе все присоединения, так как при ремонте А1 все присоединения переводят на резервную А2;

— высокая надежность, так как при аварии на сборных шинах, присоединения отключаются только на время перевода их на оставшуюся в работе систему шин;

– шиносоединительным выключателем можно заменить выключатель любого присоединения.

Недостатки: 

– большое количество разъединителей, изоляторов, токоведущих материалов и выключателей;

– сложная конструкция РУ, что ведет к увеличению кап. затрат на сооружение ГРУ;

– разъединители используются для оперативных переключений, что приводит к возможности ошибочного отключения тока нагрузки разъединителями;

– повреждение ШСВ приводит к отключению всех присоединений, так как это равносильно КЗ на обеих системах шин.


Д анная схема в достаточной степени

1.Надежна.

2.Если повреждение устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин.

Недостатками этой схемы являются:

- большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;

- повреждение шиносоединительного выключателя равноценно к.з. на обеих системах шин, т.е. приводит к отключению всех присоединений;

- необходимость установки ШСВ, обходного выключателя и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

Схемы РУ приведены на рисунках 4.1и 4.2 для оптимального варианта (см. 5 раздел)



5 . Технико-экономический расчет главной схемы ТЭЦ

5.1 Определяем капитальные затраты по вариантам.

Таблица 5.1 – Капитальные затраты на строительство станции по вариантам

№	Оборудование		Стоимость ед. оборудования тыс. руб.			I Вариант					II Вариант
						Кол-во штук		Общая стоимость тыс. руб.		Кол-во штук			Общая стоимость тыс. руб.
1		Трансформатор (по типу и напряжению) ТДЦ-200		1680000	2		3360000		1			1680000
		ТДЦ-250000/220		106000	1		106000		2			212000
		ТДЦ- 250000/110		1360000	3		4080000		3			4080000
2		Ячейка (по напряжению) 220		4800000	5		24000000		4			7200
		110		570000	4		2280000		5			111400000
		ИТОГО (капитальные затраты)		8516000			33826000					1890372000

5.2 Определяем приведенные затраты для первого варианта.



Зпр1= 46760063,6+2029560+0,12*33826000=52848743,6 (4.1)

И1 – стоимость потерянной электроэнергии за год, тыс.руб/год;



И2; И3 – затраты на амортизацию и обслуживание станции, соответственно, тыс.руб/год;



Рн – нормативный коэффициент экономической эффективности – 0,12;

К – капитальные затраты на электрооборудование, тыс.руб/год;

5.2.1 Определяем стоимость потерянной электроэнергии за год

И 1 0,8*58444195,5*9704914=46760063,6 (4.2)

5.2.2 Определяем потери электроэнергии в 2-х обмоточном трансформаторе



Рхх – потери холостого хода трансформатора, кВт;

Т = Тгод – Трем - число часов работы трансформатора в год, где:

Тгод = 8760 час - число часов в году; Трем.=600час.; - время ремонта;

Рк - потери короткого замыкания трансформатора, кВт;

Sнт - номинальная мощность трансформатора, МВА;

Smax = Sг – Sсн - наибольшая мощность, проходящая через трансформатор, МВА;

 max - время наибольшая потерь, час.

Определяется по кривым   f (Тmax),[3, c 546] где Тmax-продолжительность использования максимальной нагрузки, час;

Для ТЭЦ-Тmax=5000 часов.

ТДЦ-200

=170*8160+550 * =4059547

ТДЦ-250000/220

=50*8160+55 * =678084

5.2.3 Определяем потери электроэнергии в автотрансформаторе



=64*8160+365 *1030+365 *1030+365 *1030=

522240+6319719,5+6319719,5+6319719,5=19481398,5

5.2.4 Определяем затраты на амортизацию и обслуживание станции



где % и % - нормы отчислений на амортизацию и обслуживание



5.3 Определяем приведенные затраты для второго варианта



Зпр2= 14938148,1+11362320+0,12*189372000=49025108,1

И1 – стоимость потерянной электроэнергии за год, тыс.руб/год;



И2; И3 – затраты на амортизацию и обслуживание станции, соответственно, тыс.руб/год;



5.4 Сравниваем приведенные затраты



6. Выбор схемы и трансформаторов собственных нужд электростанции

Выбираем рабочие ТСН по условию:

, (5.1)

Где – коэффициент спроса для ГРЭС – 0,9 (для ТЭЦ – 0,8);

– мощность собственных нужд генератора;

– номинальная мощность трансформатора собственных нужд второй ступени трансформации 6/0,4 (кВ) – 1 МВА;

. (5.2)

Выбор производится с учетом расхода мощности на собственные нужды, в

зависимости от вида используемого топлива:

= 6¸8 %, если топливо – уголь,

= 3¸5 %, если топливо – газ, мазут;

– активная мощность генератора, МВт.

,.

Выбираем трансформатор собственных нужд ТДН-10000/110

Тип трансформатора	Sн, МВА	Напряжение, кВ		Pxx, кВт	Потери КЗ, кВт	Ixx, %	Напряжение КЗ, %
		ВН	НН		ВН - НН		ВН - СН
1	2	3	4	5	6	7	8
ТДН-10000/110	10	115	6,6	14	58	0,9	10.5

Таблица 6.1 – Технические характеристики трансформаторов

7 . Расчет токов короткого замыкания

Для проверки проводников и аппаратов на динамическую и термическую стойкость, для выбора выключателей по коммутационной способности необходимо определить расчетные токи КЗ присоединений или наибольшие токи, которые могут возникнуть в рассматриваемых присоединениях при неблагоприятных условиях замыкания.

Определить параметры схемы замещения.

За базисные условия принять: Sб=1000 МВА.

Определить базисный ток:

(7.1)

Определить сопротивление системы:

, (7.2)



Определить сопротивление линий по условию:

, (7.3)

где: Х_уд. =0,4 Ом*км



Для двухобмоточный трансформаторов:

(7.4)



Для автотрансформаторов и трехобмоточных трансформаторов:

, (7.5)

,

, (7.6)

,

, (7.7)
.

7.1 Расчёт токов короткого замыкания в точке К–1.

Для трансформаторов с расщепленной обмоткой:

(7.8)

.

Для генераторов:

, (7.10)

.



От генераторов :

Преобразуем схему от генераторов к точке короткого замыкания.

,

,

,

,

,

,

,

- периодическая составляющая тока КЗ:

, (7.11)

где: Е//=1, если 160 мВт;

.

- апериодическая составляющая тока КЗ:

, (7.12)

.

- ударный ток:

, (7.13)

Где - ударный коэффициент генератора Т3В-220-02;

.

Определить токи к.з. в точке К-1в момент отключения.

Предварительно выбираем выключатель по напряжению типа ВГТ-220-40/2500У. Определяем полное время отключения короткого замыкания:

, (7.14)

где: tв – полное время отключения выключателя;

tр.з.=0,01сек. – собственное время отключения выключателя;

.

Определить значения токов по ветвям:

От системы:

- Определить апериодическую составляющую тока к.з в момент отключения:

, (7.15)

где: значение определяется по кривым;

.

От генераторов:

Определяем приведённый ток генераторов к той ступени напряжения, на которой рассматривается короткое замыкание.

, (7.18)

где: ΣР_ном. – суммарная мощность генераторов;

COSφ – коэффициент мощности генераторов данной ветви;

.

О пределяем отключение периодической составляющей тока короткого замыкания к приведённому току генераторов:

. (7.19)

Найти по кривым значение отношения:

.

Определяем периодическую составляющую короткого замыкания в момент отключения:

, (7.20)

.

Определяем апериодическую составляющую тока к.з. в момент отключения:

, (7.15)

.

Выбираем выключатель BB-TEL-10.

7.2 Аналогичным способом рассчитать токи короткого замыкания в точке К-2

Преобразуем схему от источника к точке короткого замыкания.

,

,











Определить токи к.з. в точке К-2 в начальный момент времени

От энергосистемы:

- периодическая составляющая тока КЗ:

.

- апериодическая составляющая тока КЗ:

.

- ударный ток:

.

От генераторов :

- периодическая составляющая тока КЗ:

.

- апериодическая составляющая тока КЗ:

.

- ударный ток:

.

Определяем полное время отключения короткого замыкания:

.

Определить значения токов по ветвям:

От системы:

- Определить периодическую составляющую тока к.з. в момент отключения:

.

- Определить апериодическую составляющую тока к.з в момент отключения:

.

От генераторов:

Определяем приведённый ток генераторов к той ступени напряжения, на которой рассматривается короткое замыкание.

.

Определяем отключение периодической составляющей тока короткого замыкания к приведённому току генераторов:

.

Найти по кривым значение отношения:

.

Определяем периодическую составляющую короткого замыкания в момент отключения:

.

Определяем апериодическую составляющую тока к.з. в момент отключения:

.

Таблица 7.1 Результаты расчета токов короткого замыкания.

Точки	Токи к. з. Источники	Iп.о., кА	iа.о., кА	iу, кА		iа.t., кА
1	2	3	4	5	6	7
К-1	От системы От генераторов Суммарный
K-2	От системы От генераторов Суммарный

8 . Выбор аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

Выбор выключателей и разъединителей

Производим предварительный выбор выключателя и разъединителя, по следующим известным параметрам и их технические характеристики сносим в таблицу 8.1

Расчётные данные	Каталожные данные Выключатель ВГТ- 220	Каталожные данные Разъединитель РПД-220
1	2	3
		=220 кВ =1250 - - - =64 =400

Таблица 8.1 – технические характеристики выключателя и разъединителя.

Проверить выключатель и разъединитель на термическую стойкость по тепловому импульсу:



где , с – время, определенное по расчетной зоне при к.з;

- постоянная времени затухания;

- суммарное значение периодической составляющей тока к.з, кА



.

8.2 Выбор токоведущих частей на станции

Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в ОРУ–220 кВ выбираются из условия нагрева

, (8.3)

где: I_доп – допустимый ток на шины выбранного провода;



Выбираем марку провода учитывая, что токоведущие части выполняются сталеалюминевыми проводами

Принимаем расщеплённый провод: АС-150/19





Проверить выбранный провод по условию коронирования.

. (8.4)

Определить начальную критическую напряжённость

, (8.5)

где: r₀ – радиус провода;

m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0,82)

.
, (8.7)
где: Д – расстояние между соседними фазами,см; для ОРУ-220кВ = 4,0м;

,

Определить напряжённость электрического поля вокруг расщеплённых проводов.



где: U – линейное напряжение, кВ;

k – коэффициент, учитывающий число проводов в фазе;

n – число проводов в фазе;

r_экв. – эквивалентный радиус расщеплённых проводов;

Д_ср. – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см;
,

,

0,9*32,9=29,61

.

8.4 Выбор трансформаторов тока и напряжения

Выбираем предварительно трансформатор тока типа ТРГ – 110 – У1

- по термической стойкости:

(8.14)

где: - тепловой импульс по расчёту;

t_тер. – время термической стойкости по расчёту;

I_тер. – ток термической стойкости;

,
,
.

Расчётные и каталожные данные сводим в таблицу 8.2

Таблица 8.2 – расчётные и каталожные данные трансформатора тока

Расчётные данные	Каталожные данные
1	2
Uуст. =220кВ Iмах=419,8А iу=6,3кА В =2863,7кА2*с =5	Uном. = 220кВ Iном. = 500А iдин. = 102кА В = 1600кА2*с =5

Выбираем перечень приборов. Согласно ПУЭ в цепи трансформатора на стороне ВН устанавливается амперметр (0,5 ВА) и устройство РЗ (5 ВА), которые подключаются к отдельным трансформаторам тока.

Определяем нагрузку по фазам и сводим в таблицу 8.3

Прибор	Тип	Нагрузка, В*А, фазы А В С
1	2	3
Устройство РЗ	ШЭ 1112	0,5 0,5 0,5
ИТОГО:		0,5 0,5 0,5

Т аблица 8.3 – вторичная нагрузка трансформатора тока
Проверить трансформатора тока по вторичной нагрузке

(8.15)

где Z₂ – вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z_2ном. – номинальная допустимая нагрузка трансформатора

тока в выбранном классе точности;

Определить вторичную нагрузку трансформатора тока

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому z₂ ≈ r₂

(8.16)

Определить сопротивление приборов

(8.17)

где S_пр. – мощность, потребляемая приборами, В·А

I₂ – вторичный номинальный ток приборов, А;


Определить сопротивление соединительных проводов

(8.18)



r₂ = 0,7 + 0,2 + 0,1 = 1(Ом)

Определить сечение соединительных проводов

(8.19)



где - для меди, удельное сопротивление материала

провода;

L_расч. – расчётная длина, зависящая от схемы соединения

трансформатора тока и приборов, м;

q_min – минимальное сечение медного провода, мм².

Принимаем контрольный кабель КВВГЭ_нг-2,5 с жилами сечением 2,5 мм²

Выбор трансформаторов напряжения

Выбираем трансформаторы напряжения типа: НОГ–110IIУ1

- по напряжению:

(8.20)




- по роду установки: для наружной установки, схема соединения обмоток Y/Y/Δ

- по классу точности: класс точности: 0,5

- по вторичной нагрузке:

(8.21)
г де: S_ном. – номинальная мощность в выбранном классе точности;

S₂ – нагрузка всех измерительных приборов, присоединённых к

трансформаторам напряжения, В*А;

Определяем потребляемую мощность приборами и сводим в таблицу 8.4

Таблица 8.4 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	S одной обмотки, В*А	Число обмоток			Число приборов	Общая потребляемая мощность, S BA
1	2	3	4	5	6	7	8
Вольтметр	ЩП96	3	-	-	-	3	9
Ваттметр	ЦП8506	5	-	-	-	3	15
Варметр	ЦП8506	5	-	-	-	3	15
Счетчик электроэнергии	ЦЭ-6812	2ВТ	3	0,38	0,925	6	12ВТ 16,65Вар
Устройство определения повреждений	ИМФЗР ЩД2120	10	-	-	-	3	30
ВЛ	АС-М2	10	-	-	-	2	20
Частотомер	-	10	-	-	-	3	30
Синхронизатор	-	-	-	-	-	3	3
Датчик активной и реактивной энергии	Е-849	10	-	-	2	3	30
ИТОГО:							192В*А

, (8.21)

, (8.22)

,

152,9(В*А) 300(В*А);

Т рансформатор напряжения будет работать в выбранном классе

точности 0,5.

Для соединения трансформаторов тока и напряжения с контрольно-измерительными приборами принимаем контрольный кабель КВВ(Э)нг-2,5 с сечением жил 2,5 по условию механической прочности.

Выбор ограничителей перенапряжений

Для ограничения атмосферных и коммутационных перенапряжений на стороне 220кВ выбираем ограничители перенапряжения типа ОПН–220У1, технические характеристики сводим в таблицу 8.5

Таблица 8.5 – Технические характеристики ограничителей

перенапряжения

Показатель	ОПН-110У1
1	2
Номинальное напряжение, кВ	110
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	146
Действующее напряжение, кВ, допустимое в течении 1с	210
Расчетный ток коммутационного перенапряжения, А	420
Остающееся напряжение при расчетном токе коммутационного перенапряжения, кВ	360

Выбор изоляторов

Согласно ПУЭ для изоляции от «земли» токоведущих частей сборных шин и ошиновки 220кВ выбираем полимерные изоляторы типа ЛК–70/220

технические характеристики сводим в таблицу 8.6

Таблица 8.6 – Технические характеристики изоляторов

Показатель	ЛК 70/110-АIV
1	2
Длина изоляционной части, мм	1880
Длина пути утечки, мм	4200
Климатическое исполнение	УХЛ 1
Механическая разрушающая сила при растяжении, кН	70
Значение 50%-ного разрядного напряжения грозового импульса, кВ	1000

В ыбор выключателей и разъединителей

Производим предварительный выбор выключателя и разъединителя по известным параметрам и результаты проверки и технические характеристики сносим в таблицу 8.7

Таблица 8.7 – Технические характеристики выключателя и разъединителя

Расчётные данные	Каталожные данные Выключатель HECS-80	Каталожные данные Разъединитель HECS-80
1	2	3
		-

Выбор измерительных трансформаторов в цепи генератора

Участок от выводов генератора до стены турбинного отделения выполнен комплектным токопроводом типа: ТЭКН-Е-20-20000-560, поэтому выбираем трансформаторы тока и напряжения встроенные в токопровод, согласно ПУЭ.

Выбираем трансформатор тока типа: ЗНОЛ-20

- по напряжению:



.

- по току:

,

,

.

Тип применяемого трансформатора напряжения: ЗНОЛ-20. Согласно ПУЭ выбираем приборы в цепи генератора и данные сносим в таблицу 8.8

Прибор	Тип	S одной обмотки, В·А	Число обмоток	СОSφ	Sinφ	Число приборов	Общая потребляемая мощность S, В·А
1	2	3	4	5	6	7	8
Вольтметр	ЩП 96	3	-	-	-	1	3
Ваттметр	ЦП8506	5	-	-	-	2	10
Варметр	ЦП8506	5	-	-	-	1	5
Датчик активной и реактивной мощности	Е-849	10	-	-	-	1	10
Счетчик электроэнергии	ЦЭ-6812	2Вт	3	0,38	0,925	1	6Вт; 19,4ВАр
Ваттметр регистрирующий	ЦП8506	5	-	-	-	1	5
Вольтметр регистрирующий	ЩП96	3	-	-	-	1	3
Частотомер	ЦД2120	10	-	-	-	1	10
Устройство РЗ	ШЭ1112	3	-	-	-	2	6
Синхронизатор	АС-М2	10	-	-	-	1	10
Итого							82,3 В·А

Т аблица 8.8 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Определим потребляемую мощность по формуле (8.21)



Выбранный трансформатор напряжения типа ЗНОЛ-20-63 У2, имеет номинальную мощность 3 х 75В·А в классе точности 0,5, необходимую для присоединения счётчиков. Таким образом, трансформатор будет работать в выбранном классе точности.