газомазутная КЭС мощностью 5200 МВт по дисциплине «Режимы работы электрооборудования электростанций и подстанций». Плотников_КР_90201_испр. Курсовой проект тема газомазутная кэс мощностью 5200 мвт по дисциплине Режимы работы электрооборудования электростанций и подстанций
 Скачать 232.12 Kb.
|
6. Выбор сборных шин 6,3(10,5) кВПролет шин, равный ширине шкафа КРУ (в нашем случае К-104М), l=750мм. Расстояние между фазами примем равное а = 500 мм. Шины расположены по вершинам прямоугольного треугольника. Выбор шин будем проводить для режима питания СН через РТСН, так как при этом ток будет максимальным. Ранее, при выборе выключателя, было выяснено, что ток утяжеленного режима равен 1206 А, основываясь на этом значении, выбираем однополосные алюминиевые шины прямоугольного сечения размером 80х8мм. Допустимый продолжительный ток данной шины составляет 1320 А. Но, известно, что для прямоугольных шин, расположенных плашмя, величина допустимого тока снижается по сравнению с табличным значением на 8%. Соответственно, допустимый ток данной шины будет равен 1214,4 А, что не превышает значения тока утяжеленного режима. Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций (генераторы, трансформаторы, синхронные компенсаторы) и аппараты в этих цепях соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки. Рассмотрим типы проводников, применяемых на электростанциях и подстанциях. На рисунке 5 упрощенно, без разъединителей, показаны элементы схем ТЭЦ, КЭС.  Рисунок 5. К выбору проводников в основных электрических цепях: элементы схем ТЭЦ (а); КЭС и АЭС (б) Цепь генератора на ТЭЦ (рисунок 5, а). В пределах турбинного отделения от выводов генератора G до фасадной стены (участок АБ) токоведущие части выполняются шинным мостом из жестких голых алюминиевых шин или комплектным пофазно-экранированным токопроводом (в цепях генераторов мощностью 60 МВт и выше). На участке БВ между турбинным отделением и главным распределительным устройством (ГРУ) соединение выполняется шинным мостом или гибким подвесным токопроводом. Все соединения внутри закрытого РУ 6–10 кВ, включая сборные шины, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения. Соединение от ГРУ до выводов трансформатора связи Т1 (участок ИК) осуществляется шинным мостом или гибким подвесным токопроводом. На некоторых действующих электростанциях ГРУ располагается в главном корпусе, например, в машинном зале и весь участок от выводов генератора G до фасадной стены (участок АК) выполняется жесткими шинами. Токоведущие части в РУ 35 кВ и выше обычно выполняются сталеалюминевыми проводами АС. В некоторых конструкциях ОРУ часть или вся ошиновка может выполняться алюминиевыми трубами. Цепь трансформатора собственных нужд (рисунок 5, а). От стены ГРУ до выводов Т2, установленного вблизи ГРУ, соединение выполняется жесткими алюминиевыми шинами. Если трансформатор собственных нужд устанавливается у фасадной стены главного корпуса, то участок ГД выполняется гибким токопроводом. От трансформатора до распределительного устройства собственных нужд (участок ЕЖ) применяется кабельное соединение. В цепях линий 6–10 кВ вся ошиновка до реактора и за ним, а также в шкафах КРУ выполнена прямоугольными алюминиевыми шинами. Непосредственно к потребителю отходят кабельные линии. В блоке генератор – трансформатор на КЭС участок АБ и отпайка к трансформатору собственных нужд ВГ (рисунок 5, б) выполняются комплектным пофазно-экранированным токопроводом. Для участка ЕД от Т2 до распределительного устройства собственных нужд применяется закрытый токопровод 6 кВ. В цепи резервного трансформатора собственных нужд (участок ЖЗ) может быть выполнен кабелем или гибким проводом. Выбор того или другого способа соединения зависит от взаимного расположения ОРУ, главного корпуса и резервного ТЗ. Так же как на ТЭЦ, вся ошиновка в РУ 35 кВ и выше выполняется проводами АС. На подстанциях, в открытой части, могут применяться провода АС или жесткая ошиновка алюминиевыми трубами. Соединение трансформатора с закрытым РУ 6–10 кВ или с КРУ 6–10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. РУ 6–10 кВ применяется жесткая ошиновка. 6.1. Выбор жестких шинВ закрытых РУ 6–10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за их высокой стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. При токах до 3000 А применяются одно- и двухполюсные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения, так как они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта, а также лучшие условия охлаждения. Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6–10 кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах. Для лучшей теплоотдачи и удобства эксплуатации шины окрашивают при переменном токе фаза А в желтый, фаза В – зеленый и фаза С – красный цвет; при постоянном токе положительная шина в красный, отрицательная – синий цвет. Согласно ПУЭ сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений по экономической плотности тока не проверяются. Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току). При этом учитываются не только нормальные, но и послеаварийные режимы, а также режимы в период ремонтов и возможность неравномерного распределения токов между секциями шин. Условие выбора:   где Iдоп – допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя или температуре воздуха, отличной от принятой в таблицах  . В последнем случае Для неизолированных проводов и окрашенных шин принято  ,  , тогда где  – допустимый ток по таблицам [2] при температуре воздуха ;  – действительная температура воздуха;  – допустимая температура нагрева продолжительного режима (по ПУЭ для шин принято +70 °С).Проверка шин на термическую стойкость при КЗ производится по условию:  где  – температура шин при нагреве током КЗ;  – допустимая температура нагрева шин при КЗ [1];  – минимальное сечение по термической стойкости; q – выбранное сечение.Определим минимальное сечение кабеля qмин по условиям термической стойкости:  Проверка шин на электродинамическую стойкость. В большинстве конструкций шин механического резонанса не возникает. Поэтому ПУЭ не требуют их проверки на электродинамическую стойкость с учетом механических колебаний. Механический расчет однополосных шин. Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ, определяется, Н/м:  Так как расстояние между фазами значительно больше периметра шин а>>2(b + h), то коэффициент формы kф = 1. Наибольшие электродинамические усилия возникают при трехфазном повреждении, поэтому в дальнейших расчетах учитывается ударный ток трехфазного КЗ. Индексы (3) для упрощения опускаются. Равномерно распределенная сила f создает изгибающий момент, (шина рассматривается как многопролетная балка, свободно лежащая на опорах), Н∙м:  где l – длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции, м. Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, МПа:  где W – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, м3:  Шины механически прочны, если  где  – допустимое механическое напряжение в материале шин. Для алюминиевого сплава АД31Т   Таким образом, шины данного сечения проходят все проверки. 6.2. Выбор изоляторов.В распределительных устройствах шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям: по номинальному напряжению  ;по допустимой нагрузке  ;где  – сила, действующая на изолятор;  – допустимая нагрузка на головку изолятора:  – разрушающая нагрузка на изгиб. Рисунок 6. К определению расчетной нагрузки на изолятор Выбираем линейные подвесные стержневые изоляторы на напряжение 330 кВ типа ЛК 120/330-III:  При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчетная сила, Н:  где  – поправочный коэффициент на высоту шины, если она расположена на ребро (рисунок 6):  где  – высота изолятора.При расположении шин в вершинах треугольника  Проходные изоляторы выбираются: по напряжению ;по номинальному току  ;по допустимой нагрузке .Для проходных изоляторов расчетная сила, Н:   Выберем проходные полимерные изоляторы на 10 кВ типа: ИПК 10/1600-IV/IV УХЛ1: по напряжению:  ;по номинальному току:  по допустимой нагрузке:  ЗАКЛЮЧЕНИЕДля курсового проекта по дисциплине «Режимы работы электрооборудования электростанций» было выполнено задание на составление технологической схемы и главной схемы электрических соединений, выбор генераторов, трансформаторов собственных нужд, кабелей и выключателей для газомазутной КЭС мощностью 5*200 МВт. Выбор токоведущих частей и коммутационных аппаратов выполнялся с учетом критериев электродинамической и термической стойкости. Технологическая схема газомазутной КЭС была составлена в программе КОМПАС и представлена на рисунке 1. На таблице 1 представлен состав и характеристики механизмов собственных нужд и их электроприводов напряжением 6 кВ. В расчетах для параметров электродвигателей, а именно мощности, скорости вращения, КПД и коэффициента мощности были выбраны для второй скорости вращения. В качестве генератора энергоблока был выбран турбогенератора типа ТВВ-200-2а (см. таблица 4). Основываясь на параметрах этого генератора, в качестве трансформатора собственных нужд первой ступени трансформации был выбран трансформатор типа ТРДНС-25000/35 (см. таблица 5). Мощность резервного ТСН равна мощности рабочего ТСН, так как в схемах энергоблоков установлены генераторные выключатели. Поэтому в качестве РТСН был выбран трансформатор типа ТРДН-25000/110 (см. таблица 6), который подключается к РУ напряжением 110 кВ. На основе рассчитанных токов короткого замыкания на секциях СН были определены кабели для электродвигателей трех типов (самый мощный – привод ПЭН, средней мощности – привод ЦН, самый маломощный – привод ВГД). Площади поперечного сечения которых равны: кабель самого мощного электродвигателя: 185 мм2 кабель электродвигателя средней мощности: 70 мм2 кабель самого маломощного электродвигателя: 70 мм2 На основе рассчитанных параметров, необходимых при выборе выключателей, были составлены таблицы условий выбора выключателей (см. таблица 7 и 8). В качестве выключателя ввода на секцию 6,3 кВ и выключателя наиболее мощного присоединения был выбран вакуумный выключатель типа ВРС-6-40. Данное оборудование проходит по условиям выбора выключателей. При выборе выключателей был выбран шкаф КРУ типа К-104М. В КРУ разъединитель входит, поэтому его выбирать отдельно не нужно. Для сборных шин 6,3 кВ был выбран однополосная алюминиевая шина прямоугольного сечения размером 80х8мм. В качестве изолятора был выбран линейный подвесной стержневой изолятор на напряжение 330 кВ типа ЛК 120/330-III, а для проходного изолятора был выбран полимерный изолятор на 10 кВ типа: ИПК 10/1600-IV/IV УХЛ1. Так как электроэнергия выдается на высоком и среднем напряжении, то связь между ними осуществляется автотрансформатором связи. Генераторный выключатель является дополнительным элементом в цепи энергоблока, и поэтому надежность последнего снижается. Вместе с тем уменьшается число коммутационных операций в РУ повышенного напряжения и в РУ собственных нужд, что повышает надежность этих распределительных устройств. Так как КЭС может быть сооружена в местах со сложной топографией и ограниченной площадью для сооружения РУ повышенного напряжения и выхода линий, была применена простая схема с наименьшим числом выключателей. Главная схема электрических соединений КЭС была составлена в соответствии с Нормами Технологического Проектирования (НТП) и с точки зрения таких факторов как: надежность, безопасность и технико-экономическая целесообразность. Для РУ с большим числом присоединений рекомендуются следующие схемы. При напряжениях 35 – 220 кВ: две системы сборных шин с обходной шиной. В РУ с двумя системами шин с обходной шины не секционируются при числе присоединений (линий, трансформаторов) менее 12. Обходная система сборных шин в РУ 110–220 кВ охватывает выключатели всех линий и трансформаторов. В схеме с двумя системами сборных шин, при отсутствии секционирования, используется отдельный обходной выключатель. На напряжениях 330 – 750 кВ применены две системы сборных шин с тремя выключателями на две цепи. Список использованной литературыЧерновец А.К., Лапидус А.А. Электрическая часть систем электроснабжения станций и подстанций: Учеб. пособие. – СПб. : Изд-во Политехн. ун-та, 2006. – 256 с. Черновец А.К., Лапидус А.А. Режимы работы электрооборудования станций и подстанций: Учеб. пособие. – СПб. : Изд-во Политехн. ун-та, 2006. – 256 с. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М. : Энергоатомиздат, 1989. – 608 с. Электрическая часть атомных и гидравлических станций : учеб. пособие / О. Н. Алексеева, А. К. Черновец, Ю. М. Шаргин. – СПб. : Изд-во СПбГТУ, 1998. – 108 с. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.: ил. Исаков К.И., Симаков Ю.П. Электрическая часть станций и ПС. Выбор структурной схемы электростанции: Учебно-методическое пособие к курсовой работе. – Бишкек: Изд-во КРСУ, 2008. – 82 с. |