Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО РЫБОЛОВСТВУ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«МУРМАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра энергетики и транспорта
Курсовой проект
Проектирование системы электроснабжения ТЭЦ
по курсу «Электрическая часть станций и подстанций»
ЭС-301(2).00.008.00
Выполнил: студент группы ЭС-301(2)
Демидовский В.Э.
Руководитель проекта:
Иванникова Н.Ю.
Мурманск
2013
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
2
ЭС-301(2).00.008.00.КП
Разраб.
Штельмах В.
Провер.
Иванникова Н.Ю..
. М.
Т. Контр.
Н. Контр.
Утверд.
Проектирование
системы электроснабжения ТЭЦ
Лит.
Листов
44
МГТУ
к
Реценз.
Масса
Масштаб
СОДЕРЖАНИЕ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
3
ЭС-301(2).00.008.00.КП
Введение
Значение предприятия и его роль в народном хозяйстве
Техника производства, передачи и распределения электрической энергии непрерывно совершенствуется весьма быстрыми темпами. По мере развития науки и техники происходит существенное усовершенствование принципов работы и конструкций электрического оборудования энергетических систем и их главного звена - электрических станций.
Электрическая станция представляет собой энергетическое предприятие, на котором энергия природных источников преобразуется в энергию электрического тока. Отсюда электроэнергия выдается потребителям через ряд электроустановок, на которых производится ее дальнейшее преобразование и распределение.
В зависимости от используемых первичных энергоресурсов электростанции разделяются на тепловые (КЭС и ТЭЦ), гидравлические (ГЭС), ветряные, атомные, геотермические и др.
Первичные двигатели паровые турбины или гидротурбины совместно с генераторами образуют соответственно турбо или гидроагрегаты, представляющие основное энергосиловое оборудование станции.
Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) — разновидность тепловой электростанции, которая производит не только электроэнергию, но и является источником тепловой энергии в централизованных системах теплоснабжения.
Основным назначением предприятия является выработка и отпуск тепловой энергии, поддержание оборудования в работоспособном состоянии путем проведения ремонтов. Вырабатываемая предприятием тепловая энергия поступает потребителям, согласно договорных отношений. Потребители - это прежде всего население областного центра и, конечно, промышленные предприятия.
Проектирование электростанций и подстанций в условиях Крайнего Севера
Электростанция в условиях Крайнего Севера должна обеспечивать:
- надежное электроснабжение (живучесть) в экстремальных условиях полярной ночи;
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
4
ЭС-301(2).00.008.00.КП
- высокую степень автоматизации;
- простоту обслуживания и удобства, обеспечивающие проведение ремонта.
Кроме того, электростанция должна обеспечивать: возможность расширения в случаях роста электропотребления работу, как на дизельном, так и местном топливе (природном газе), отвечать требованиям гибкости режимов работы и обеспечивать возможность, при необходимости, передачи мощности на ближайший объект по межсистемным связям.
Проектирование систем электроснабжения промышленных предприятий в условиях крайнего севера имеет свои особенности. Что касается прокладки кабелей, то предпочтение нужно отдавать прокладке их по эстакадам. Контрольные кабели для цепей управления и защиты по территории ОРУ также необходимо вести по надземным конструкциям. Эта рекомендация вызвана тем, что прокладка кабелей в траншеях и каналах затрудняет условия эксплуатации. В короткий летний период каналы и траншеи обводняются, и при замерзаниях в зимних условиях происходит разрыв кабелей. Расположение ГПП (ЦРП), воздушных и кабельных линий не должно создавать затруднения для внутризаводского транспорта. Следует также принимать во внимание требования технической эстетики и промышленной архитектуры. Приведенные выше соображения часто вынуждают располагать ГПП(ЦРП) на границе или вблизи территории предприятия.
Основным условием работы электростанций в условиях Севера является отсутствие перерывов в электроснабжении в течение года (последующие годы рассматриваются как повторяющиеся циклы). Основная задача оптимизации параметров электростанции - это выбор такой комплектации электроагрегатов, которая обеспечит минимальные перерывы и ущерб от перерывов в электроснабжении промышленного объекта и максимальную живучесть технологического процесса в экстремальных ситуациях.
ОРУ-110 кВ в условиях Севера подвергаются сильным снежным заносам. В связи с этим оборудование ОРУ (ЛР, ШР, ошиновки) размещают на высоте 5-6 м, соответственно подняв их приводы. Для удобства обслуживания и ремонтов оборудования сооружают стационарные площадки. При компоновке подстанция ОРУ следует располагать с наветренной стороны, что обеспечивает минимальные снежные заносы.
Номер варианта – 08.
Тип электростанции – ТЭЦ.
Генераторы: число – 3;
мощность одного генератора – 100 МВт;
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
5
ЭС-301(2).00.008.00.КП
напряжение – 10,5 кВ.
Потребители на генераторном напряжении:
максимальная нагрузка – 280 МВт;
число кабельных линий – 56.
Потребители на повышенном напряжении:
напряжение – 110;
максимальная нагрузка – 60;
число линий – 3.
Связь с системой:
напряжение – 110 кВ;
число и длина линий – 2×80 км.
Система: предельная отключающая мощность выключателя – 6000 МВА.
Номер графика нагрузки – 2.
Таблица 1 – расчетные нагрузки потребителей:
|
Номер графика нагрузки |
Время суток, ч |
Активная нагрузка потребителей, % |
|
1 |
0-6 6-12 12-18 18-24 |
40 70 90 100 |
|
2 |
0-4 4-12 12-20 20-24 |
60 100 80 90 |
|
3 |
0-8 8-16 16-24 |
70 100 80 |
|
4 |
0-8 8-12 12-16 16-24 |
90 80 70 100 |
Реактивная нагрузка генераторов определяется при номинальном коэффициенте мощности. Для потребителей на генераторном напряжении cosφ = 0,85, на повышенном напряжении – сosφ = 0,93.
3 Выбор электрического оборудования и построение структурной схемы электроснабжения ТЭЦ
3.1 Построение структурной схемы электроснабжения
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
6
ЭС-301(2).00.008.00.КП
На основании исходных данных составляем обобщенную структурную схему предприятия на рис.1.
Рисунок 1 – Структурная схема предприятия
3.2 Выбор генераторов ТЭЦ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
7
ЭС-301(2).00.008.00.КП
На основании построенной структурной схемы выбираем источники питания ТЭЦ, которыми по заданию являются 3 генератора с установленной мощностью 100 МВт каждый.
Так как на ТЭЦ рабочим телом является перегретый пар, для выработки электроэнергии используются турбогенераторы.
Турбогенераторы представляют собой быстроходную горизонтальную электрическую машину с неподвижным статором и вращающимся цилиндрическим неявнополюсным ротором. Большая частота вращения турбогенераторов обусловлена тем, что с ее повышением возрастает экономичность работы паровых турбин и уменьшаются габариты турбин и генераторов. В соответствии с частотой переменного тока 50 Гц отечественная промышленность изготовляет в основном двухполюсные турбогенераторы с номинальной частотой вращения 3000 об/мин. Для атомных электростанций с относительно низкими параметрами пара целесообразно применение более тихоходных четырех-полюсных турбогенераторов с номинальной частотой вращения 1500 об/мин. Это позволило ввести стандартную шкалу номинальных мощностей: 2,5; 4; 6; 12; 32; 63; 100; 160; 200; 300; 500; 800; 1000; 1200; 1600; 2000 МВт.
Статор турбогенератора имеет стальной корпус, который с торцов закрыт сварными щитами. Корпуса турбогенераторов с водородным охлаждением выполняют газонепроницаемыми и механически более прочными. Сердечник статора состоит из отдельных пакетов, собранных с целью уменьшения вихревых токов из изолированных лаком листов стали толщиной 0,5 мм и имеющих форму сегмента. В машинах небольшой мощности для сердечника используется горячекатаная сталь, а в генераторах мощностью более 100 МВт - холоднокатаная электротехническая сталь. Последняя имеет повышенную магнитную проницаемость и пониженные удельные потери мощности. Применение холоднокатной стали позволяет также значительно уменьшить размеры сердечника и соответственно расход меди для обмотки. Для охлаждения стали статора пакеты отделены друг от друга радиальными вентиляционными каналами. В пазах сердечника статора расположена обмотка статора. В современных турбогенераторах для статора применяют двухслойную петлевую обмотку с укороченным шагом, которая состоит из верхних и нижних стержней, соединяемых в лобовых частях пайкой. Для изоляции стержней друг от друга и от корпуса применяют непрерывную, так называемую компаундированную изоляцию класса В.
Ротор турбогенератора устанавливают на двух подшипниках скольжения, которые имеют принудительную смазку маслом под давлением от масляной системы турбины. В материале ротора ввиду большой частоты вращения возникают значительные механические напряжения. Поэтому роторы крупных турбогенераторов изготовляют из цельной поковки высоколегированной стали, обладающей высокими механическими (и магнитными) свойствами, а роторы турбогенераторов малой мощности — из углеродистой стали. На поверхности бочки ротора фрезеруют пазы, в которые укладывают обмотку возбуждения. Пазы закрывают клиньями из высокопрочных, немагнитных (для уменьшения потока рассеяния ротора) материалов: немагнитной стали, бронзы, дюралюминия. Лобовые части обмотки ротора удерживаются от смещения бандажными кольцами (каппами). В последних возникают еще большие механические напряжения, чем в теле ротора, так как диаметр бандажного кольца больше диаметра ротора. Кроме того, в кольцах возникают вихревые токи, которые могут создать опасные нагревы. В связи с этим у крупных турбогенераторов бандажные кольца выполняют из немагнитной высокопрочной стали или титана. Место посадки бандажных колец на ротор защищено изоляцией, которая препятствует замыканию через бандаж токов, возникающих в бочке ротора при несимметричных и асинхронных режимах работы генератора. Для обмотки ротора небольших турбогенераторов используют электролитическую медь.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
8
ЭС-301(2).00.008.00.КП
Обмотка ротора с помощью токопровода соединяется с контактными кольцами (в машинах с бесщеточной системой возбуждения кольца отсутствуют). Их изготовляют из износоустойчивой стали. В крупных машинах ввиду больших токов возбуждения и необходимости размещения большого количества щеток применяют сдвоенные кольца со специальным воздушным охлаждением, а для уменьшения потерь на трение — кольца с уменьшенным диаметром.
На данной ТЭЦ установлены по заданию 3 генератора с мощностью 100 МВт. Выбираем ТВФ-100-2 с номинальной активной мощностью 100 МВт и номинальным напряжением 10,5 кВ[1, стр.60].
Данные для ТВф-100-2 приведены в таблице 3.
Таблица 2 – Характеристики генератора ТВС-30
|
Тип генератора |
Ном. частота вращ.,об/мин |
Номинальная мощность |
Ном. напряж., кВ |
cos ϕ ном |
Ном. ток, кА |
давл. водорода, КПа |
Темп. охл. воды, 0С |
Smax, МВ*Ф |
Рmax, МВт |
cos ϕ |
I max, кА |
Давл. водорода, кПа |
Темп. охл. воды 0С |
Макс. давл. водорода, КПа |
|
|
ПонаяМВ*А |
активная, МВт |
||||||||||||||
|
ТВф-100-2 |
3000 |
117,5 |
100 |
10,5 |
0,85 |
6,475 |
2 |
33 |
125 |
-- |
0,8 |
6,88 |
2 |
20 |
2,5 |
Продолжение таблицы 2
|
Схема соедин. обмоток статора |
число выводов |
Uном, В |
Ifx ном, А |
f ном, А |
Система |
Возбудитель |
Охлаждение |
η ном % |
J, т*м3*0,25 |
||||
|
Тип |
U в ном, В |
iв,А |
Обмотки статора |
Стали статора |
Обмотки ротора |
||||||||
|
YY |
9 |
270 |
640 |
1605 |
M |
ВТ-450-3000 |
280/480 |
1680/2880 |
КВ |
НВ |
НВ |
98,5 |
13 |
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
9
ЭС-301(2).00.008.00.КП
Продолжение таблицы 2
|
Плотность тока, А/мм2 |
ОКЗ |
Сопротивление при 0С 15 |
статическая перегружаемость |
Сопротивления |
||||||
|
Статора |
Ротора |
Rст |
Rрот |
x’’d |
x’d |
xd |
x2 |
x0 |
||
|
3,04 |
7,14 |
0,605 |
0,00104 |
0,1185 |
-- |
0,185 |
0,263 |
1,79 |
0,223 |
0,095 |
Продолжение таблицы 2
|
Постоянные времени,с |
емкость на три фазы, мкФ |
Масса, т |
Цена, тыс. руб |
|||||||||
|
Tdo |
Td’(3) |
Td’(2) |
Td’(1) |
Td””(‘3) |
Ta(3) |
Ta(1) |
общая генератора без возбудителя и фунгд. плит |
Наиб. тяжелой части для монтажа |
ротора |
фундамент. плит |
||
|
6,5 |
0,95 |
1,57 |
1,78 |
0,12 |
0,42 |
0,34 |
0,72 |
176 |
112 |
29,8 |
7,66 |
380 |
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
10
ЭС-301(2).00.008.00.КП
3.2 Классификация и общее назначение электротехнического оборудования, электрических станций и подстанций
Электрические схемы ТЭЦ с агрегатами 30—60 МВт. Электростанции этого типа выдают большую часть мощности ближайшим потребителям при напряжении 6—10 кВ непосредственно от генератора без промежуточной трансформации. Связь станций с системой для на мощностью осуществляется при более высоких напряжениях 220 кВ. К сборным шинам главного РУ 6—10 кВ присоединяют генераторы, линии местной распределительной сети, реакторы или трансформаторы с.н., а также трансформаторы связи. Через последние часть мощности выдается в сеть высшего напряжения. В случае, если генераторы не могу обеспечить энергией местных потребителей, недостающая мощность может быть получена из энергосистемы.
Рисунок 2 – типовая схема РУ 6-10 кВ ТЭЦ с агрегатами по 60 МВт
При параллельном включении сборные шины нескольких генераторов указанной мощности с напряжением 6—10 кВ ток к.з. получается значительным. Возникает необходимость в его ограничении значений, соответствующих отключающей способности серийных выключателей (номинальный ток отключения наиболее мощного выключателя 6—10 кВ типа МГ-10 составляет 105 кА). С этой целью сборные шины разделяют на секции и соединяют их через секционные реакторы и выключатели, число секций зависит от числа генераторов, их мощности и напряжения. Обычно число секций находит в пределах от двух до четырех.
Секционные реакторы позволяют ограничить ток к.з. приблизительно в 1,5—2 раза, что обычно статочно для выполнения
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
11
ЭС-301(2).00.008.00.КП
РУ с выключателями указанного типа. Дальнейшее ограничение тока кабельной распределительной cети и на подстанциях до экономически целесообразных значений (примерно 10- 5 кА) достигается с помощью линейных реакторов.
При нормальном режиме через секционные реакторы проходит некоторый ток, и напряжения на секциях несколько отличны. В случае отключения части генераторов или одного из трансформаторов ток через секционные реакторы увеличивается. Увеличиваются и отклонения напряжения на секциях сборных шин от нормального. Замыкание сборных шин в кольцо способствует лучшему обмену мощностью между секциями. Однако замыкание в кольцо приводит к увеличению тока к.з. Кроме того, оно требует дополнительных затрат на установку секционного реактора и выключателя, а также на устройство перемычки между секциями. Поэтому вопрос о замыкании сборных шин в кольцо решают по-разному, в зависимости от условий. Если сборные шины не замкнуты в кольцо, трансформаторы вязи должны быть присоединены к крайним секциям.
В РУ с секционными реакторами обычно предусматривают коммутационные аппараты—выключатели или разъединители с целью временного шунтирования реакторов. К шунтированию прибегают при отключении части генераторов или трансформаторов, чтобы уменьшить отклонения напряжения на секциях сборных шин от нормального. Возможность такого шунтирования должна быть проверена с соответствующим расчетом ожидаемого тока к. з.
Распределительные устройства с двумя системами сборных шин размещают в двухэтажных зданиях. Объем строительных и монтажных работ относительно велик. РУ с одной системой сборных шин значительно проще, стоимость их ниже. Опыт эксплуатации таких устройств показал, что надежность их нисколько не ниже соответствующих устройств с двумя системами шин. Номинальные токи реакторов выбирают с таким расчетом, чтобы в случае вынужденного отключения секции сборных шин оставшиеся в работе реакторы могли пропустить рабочий ток сети.
Для питания системы с. н. в устройствах 6 кВ предусмотрены отдельные линии с одиночными реакторами на каждой секции. Линии резервного питания присоединены не к сборным шинам, а к присоединениям трансформаторов связи на участке между выключателем и
трансформатором. Такая схема обеспечивает замену рабочей линии с. н. резервной при повреждении секции сборных шин. В РУ 10 кВ для питания системы с. н. предусмотрены понижающие трансформаторы 10,5/6,3 кВ, присоединенные к РУ аналогично сказанному выше.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
12
ЭС-301(2).00.008.00.КП
Для шунтирования секционных реакторов предусмотрены разъединители. Шунтирование и дешунтирование реактора с помощью разъединителя производят только при отключенном секционном выключателе. При этом соблюдается следующий порядок операций: сначала размыкают секционный выключатель, потом включают (или отключают) шунтирующий разъединитель и опять включают секционный выключатель. Во избежание неправильных операций с шунтирующими разъединителями их приводы блокированы с приводами соответствующих секционных выключателей. При размыкании секционных выключателей синхронная работа генераторов не нарушается, так как секции сборных шин связаны между собой через трансформаторы и сборные шины высшего напряжения.
Классификация подстанций
Функционально подстанции делятся на:
Электрическое распределительное устройство, не входящее в состав подстанции, называется распределительным пунктом. Преобразовательная подстанция, предназначенная для преобразования переменного тока в постоянный и последующего преобразования постоянного тока в переменный исходной или иной частоты называется вставкой постоянного тока.
По значению в системе электроснабжения:
В зависимости от места и способа присоединения подстанции к электрической сети нормативные документы не устанавливают классификации подстанций по месту и способу присоединения к электрической сети. Однако ряд источников даёт классификацию исходя из
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
13
ЭС-301(2).00.008.00.КП
применяющихся типов конфигурации сети и возможных схем присоединения подстанций.
Ответвительные и проходные подстанции объединяют понятием промежуточные, которое определяет размещение подстанции между двумя центрами питания или узловыми подстанциями. Проходные и узловые подстанции, через шины которых осуществляются перетоки мощности между узлами сети, называют транзитными.
Также используется термин «опорная подстанция», который, как правило обозначает подстанцию более высокого класса напряжения по отношению к рассматриваемой подстанции или сети.
В связи с тем, что ГОСТ 24291-90 определяет опорную подстанцию как «подстанцию, с которой дистанционно управляются другие подстанции электрической сети и контролируется их работа», для указанного выше значения целесообразнее использовать термин «центр питания».
По месту размещения подстанции делятся на:
Электроподстанции могут располагаться на открытых площадках, в закрытых помещениях (ЗТП — закрытая трансформаторная подстанция), под землёй и на опорах (МТП — мачтовая трансформаторная подстанция), в специальных помещениях зданий-потребителей. Встроенные подстанции — типичная черта больших зданий и небоскрёбов.
Подстанция, в которой стоят повышающие трансформаторы, повышает электрическое напряжение при соответствующем снижении значения силы тока, в то время как понижающая подстанция уменьшает выходное напряжение при пропорциональном увеличении силы тока.
Необходимость в повышении передаваемого напряжения возникает в целях многократной экономии металла, используемого в проводах ЛЭП, и уменьшения потерь на активном сопротивлении. Действительно, необходимая площадь сечения проводов определяется только силой
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
14
ЭС-301(2).00.008.00.КП
проходящего тока и отсутствием возникновения коронного разряда. Также уменьшение силы проходящего тока влечёт за собой уменьшение потери энергии, которая находится в прямой квадратичной зависимости от значения силы тока. С другой стороны, чтобы избежать высоковольтного электрического пробоя, применяются специальные меры: используются специальные изоляторы, провода разносятся на достаточное расстояние и т. д. Основная же причина повышения напряжения состоит в том, что чем выше напряжение, тем большую мощность и на большее расстояние можно передать по линии электропередачи.
Основные элементы электроподстанций:
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
15
ЭС-301(2).00.008.00.КП
Система технологического и охранного видеонаблюдения.
Режимы работы электрооборудования
Нормальный режим работы электрооборудования – режим работы электрооборудования, отличающийся рабочими значениями всех своих параметров.
Ремонтный режим – это режим плановых профилактических и капитальных ремонтов.
Аварийный режим работы электроустановки – режим работы, сопровождающийся отклонением рабочих параметров от предельно-допустимых значений, характеризующийся повреждением, выходу из строя электрооборудования, возможным перерывом электроснабжения или представляющий угрозу жизни людей.
Послеаварийный режим — это режим, в котором часть элементов электроустановки вышла из строя или выведена в ремонт вследствие аварийного (непланового) отключения. При этом режиме возможна перегрузка оставшихся в работе элементов электроустановки.
4 Графики активной, реактивной и полной мощностей, передаваемых в электрическую систему
Построение суточных и годовых графиков активной и реактивной нагрузок необходимо для выбора питающих предприятие генераторов ТЭЦ или трансформаторов ГПП, для подсчетов годового потребления активной и реактивной энергии и решения вопросов компенсации реактивной мощности и регулирований напряжения. Суточные графики на действующих предприятиях строятся по записям показаний счетчиков активной и реактивной энергии, производимым через каждый час в течение суток, начиная с 0 до 24 ч. Графики дают средние значения нагрузок в течение часа и должны строиться ступенями, а не ломаными линиями.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
16
ЭС-301(2).00.008.00.КП
Наиболее непостоянной составляющей в графике является осветительная нагрузка, зависящая от географической широты, времени суток и года; поэтому для предприятия строятся характерные графики активных и реактивных нагрузок для зимнего и летнего рабочих дней.
После подсчетов всех активных и реактивных нагрузок с учетом знаков последних для синхронных двигателей и реактивных потерь в трансформаторах получают суммарные максимумы активной и реактивной нагрузок и соответствующее максимуму значение коэффициента мощности. По этим максимумам строят суточные графики активной нагрузок.
При проектировании наиболее простым получается построение графиков при наличии характерных графиков для аналогичного действующего предприятия, активных и реактивных нагрузок без компенсирующих устройств и сохранении общего характера производства на будущее время. В этом случае ординаты графика пересчитываются пропорционально максимумам. В график могут быть внесены коррективы, если известна работа по времени отдельных крупных установок, например мощного двигателя компрессора или насоса, электропечи и т. д. .
При отсутствии характерных графиков следует строить их по элементам. График освещения строится в зависимости от времени года и географической широты района промышленного предприятия с учетом работы смен предприятия. Затем строится график для силовой нагрузки с учетом обеденных перерывов, роста и спала пня нагрузки в начале и конце смены, а также количества смен и процента производственной загрузки по сменам. Графики нагрузки крупных потребителей могут быть построены по данным технологического процесса. При построении графиков нагрузок необходимы ознакомление с технологическим процессом цехов предприятия и выявление всех особенностей, могущих существенно повлиять на суточный график нагрузки, — например длительность реакции в химических производствах, цикл работы дуговой электропечи и т.д. Влияние времени года также должно быть учтено поскольку летом отсутствует расход энергии на отопительные системы, повышается расход воды на охлаждающие системы и пр. Ординаты полученных таким образом графиков суммируются и составляют ординаты графика нагрузки предприятия в целом. Затем графики проверяются по отчетным данным действующих предприятий.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
17
ЭС-301(2).00.008.00.КП
Графики реактивной нагрузки строят приближенно, исходя из постоянства cos φ в течение суток (при отсутствии специальных компенсирующих устройств) и, пользуясь графиком активных нагрузок. При этом получается небольшая ошибка, величина которой зависит от доли потребителей чисто активной нагрузки (освещения, электропечи нагрева, синхронные двигатели с cosφ ср = 1 и т. п.), которой можно пренебречь.
Для суточных графиков характерны следующие величины:
1) часовые максимумы активной и реактивной нагрузок : Pm кВт, QM , квар;
2) коэффициент мощности максимума cos φм, соответствующий
tg φм = QM /Pm,
3) суточные расходы активной и реактивной энергии Wсут , кВт• и Vсут , квар•ч;
4) средневзвешенный за сутки коэффициент мощности,
Соответствующий tg φ= Vсут/ Wсут
5) коэффициенты заполнения суточного графика активной 1 реактивной нагрузок: Тм. сут= Wсут/24 Pm ; Тм. р. сут = Vсут /24 QM
Расчетные зимние графики нагрузок в процентах от максимальной нагрузки для потребителей и в процентах от установленной номинальной мощности для генераторов представлены в таблице 2.
Нагрузка потребителей на генераторном напряжении указана в табл.2 без учета собственных нужд ТЭЦ. В составе нагрузок имеются потребители 1-й, 2-й и 3-й категорий. Реактивная нагрузка генераторов определяется при номинальном коэффициенте мощности. Для потребителей на, генераторном напряжении 0,85.
Активная мощность : Р=(Рм/100)*Рп , МВт
Реактивная мощность: Q=Рп*tgφ, МВАр ;
Полная мощность: , МВА.
Таблица 3 - Расчетная нагрузка потребителей на генераторном режиме:
|
Время суток, ч |
Р, МВт |
Q, МВАр |
S, МВА |
|
0-4 |
168 |
104,16 |
197,67 |
|
4-12 |
280 |
173,6 |
329,45 |
|
12-20 |
224 |
138,88 |
263,56 |
|
20-24 |
252 |
156,24 |
296,5 |
Таблица 4 - Расчетная нагрузка потребителей на повышенном напряжении:
|
Время суток, ч |
Р, МВт |
Q, МВАр |
S, МВА |
|
0-4 |
36 |
14,22 |
38,7 |
|
4-12 |
60 |
23,7 |
64,5 |
|
12-20 |
48 |
18,96 |
51,61 |
|
20-24 |
54 |
21,33 |
58,06 |
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
18
ЭС-301(2).00.008.00.КП
Рисунок 3 - Суточный график активной мощности потребителей на генераторном напряжении
Рисунок 4 - Суточный график реактивной мощности потребителей на генераторном напряжении
Рисунок 5 - Суточный график полной мощности потребителей на генераторном напряжении
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
19
ЭС-301(2).00.008.00.КП
Рисунок 6 - Суточный график активной мощности потребителей на повышенном напряжении
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
20
ЭС-301(2).00.008.00.КП
Рисунок 7 - Суточный график реактивной мощности потребителей на повышенном напряжении
Рисунок 8 - Суточный график полной мощности потребителей на повышенном напряжении
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
21
ЭС-301(2).00.008.00.КП
5 Выбор трансформаторов
Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для главных понизительных подстанций (ГПП) промышленных предприятий должен быть технически и экономически обоснован, так как это оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения. При выборе числа и мощности силовых трансформаторов используют методику технико-экономических расчетов, а также учитывают такие показатели, как надежность электроснабжения потребителей, расход цветного металла и потребная трансформаторная мощность. Для удобства эксплуатации систем промышленного электроснабжения стремятся к применению не более двух-трех стандартных мощностей трансформаторов, что ведет к сокращению складского резерва и облегчает взаимозаменяемость трансформаторов. Желательна установка трансформаторов одинаковой мощности, но такое решение не всегда выполнимо.
Выбор трансформаторов следует производить с учетом схем электрических соединений подстанций, которые оказывают существенное влияние на капитальные вложения и ежегодные издержки по системе электроснабжения в целом определяют ее эксплуатационные и режимные характеристики.
В целях удешевления подстанций (ГПП или ГРП) напряжением 35-220 кВ широко применяют схемы без установки выключателей на стороне высшего напряжения (по схеме блока линия—трансформатор). Цеховые трансформаторы, как правило, не должны иметь распределительного устройства на стороне высшего напряжения. Следует широко применять непосредственное (глухое) присоединение питающего кабеля к трансформатору при радиальных схемах питания трансформатора или присоединение через разъединитель или выключатель нагрузки при магистральных схемах питания. При магистральной схеме питания трансформатора мощностью 1000 кВ А и выше вместо разъединителя устанавливают выключатель нагрузки, так как при напряжении 6-20 кВ разъединителем можно отключать XX трансформатора мощностью не более 630 кВ * А. В настоящее время вновь сооружаемые цеховые трансформаторные подстанции выполняют комплектными (КТП), полностью изготовленными на заводах и крупными блоками, монтируемыми на промышленных предприятиях.
Конструктивно цеховые трансформаторные подстанции (ТП) подразделяют на внутрицеховые, которые размещают в многопролетных цехах; встроенные в контур цеха, но имеющие выкатку трансформаторов наружу; пристроенные к зданию; отдельно расположенные на территории предприятий, которые применяют при невозможности размещения внутрицеховых, встроенных или пристроенных подстанций по условиям производства.
Выбор числа трансформаторов связан с режимом работы станции или подстанции. График нагрузки может быть таким, при котором по экономическим соображениям необходимо установить не один, а два трансформатора. Такие случаи, как правило, имеют место при плохом коэффициенте заполнения графики нагрузки (0,5 и ниже). В этом случае установка отключающих аппаратов необходима для оперативных действий (производящихся дежурным персоналом или происходящих автоматически) с силовыми трансформаторами при соблюдении экономически целесообразного режима их работы. Важными факторами, наиболее существенно влияющими на выбор номинальной мощности трансформатора и, следовательно, на его экономически целесообразный режим работы, являются температура охлаждающей среды в месте его установки и график нагрузки потребителя (изменения нагрузки в течение суток, недели, месяца, сезона и года).
Выбор типа трансформаторов
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
22
ЭС-301(2).00.008.00.КП
Выбор типа трансформаторов производят с учетом условий их установки, температуры окружающей среды и т. п. Основное применение на промышленных предприятиях находят двухобмоточные трансформаторы. Трехобмоточные трансформаторы 110/35/6-20 кВ па ГПП применяют лишь при наличии удаленных потребителей средней мощности, относящихся к данному предприятию. Трансформаторы с расщепленными обмотками 110/10 -10 кВ или 110/6—10 кВ применяют на предприятиях с напряжениями 6 и 10 кВ при необходимости снижения тока КЗ и выделения питания ударных нагрузок.
Трансформаторы ГПП напряжением 35 — 220 кВ изготовляют только с масляным охлаждением и обычно устанавливают на открытом воздухе. Для цеховых ТП с высшим напряжением 6 - 20 к В применяют масляные трансформаторы типов ТМ, ТМН, ТМЗ, сухие трансформаторы типа ТСЗ (с естественным воздушным охлаждением) и трансформаторы типа TНЗ с негорючей жидкостью (совтол). Масляные трансформаторы цеховых ТП мощностью Shoм.T=2500 кВА устанавливают на открытом воздухе и внутри зданий. Внутрицеховые ТП, в том числе и КТП, применяют только в цехах 1 и II степени огнестойкости с нормальной окружающей средой (категории Г и Д по противопожарным нормам). Число масляных трансформаторов на внутрицеховых подстанциях не должно быть более трех. Мощность открыто установленной КТП с масляными трансформаторами допускают до
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
23
ЭС-301(2).00.008.00.КП
2 х 1600 кВ*А. При установке на втором этаже здания допустимая мощность внутрицеховой подстанции должна быть не более 1000 кВА. Сухие трансформаторы мощностью Shom.t=1000 кВА применяют для установки внутри административных и общественных зданий, в лабораториях и других помещениях, к которым предъявляют повышенные требования в отношении пожаробезопасности (некоторые текстильные предприятия и т. п.). Сухие трансформаторы небольшой мощности (10 — 400 кВ*А) размешают на колоннах, балках, фермах, так как они не требуют маслосборных устройств. Трансформаторы (совтоловые) типа ТНЗ предназначены для установки внутри цехов, где недопустима открытая установка масляных трансформаторов. Герметизированные совтоловые трансформаторы не требуют в условиях эксплуатации ни ревизии, ни ремонта. Их ремонт и ревизию производят на заводах-изготовителях.
Выбор числа трансформаторов
Основными требованиями при выборе числа трансформаторов ГПП и цеховых ТП являются: надежность электроснабжения потребителей (учет категории приемников электроэнергии в отношении требуемой надежности), а также минимум приведенных затрат на трансформаторы с учетом динамики роста электрических нагрузок.
При проектировании подстанции учитывают требования, исходя из следующих основных положений. Надежности электроснабжения потребителей I категории достигают за счет наличия двух независимых источников питания, при этом обеспечивают резервирование питания и всех других потребителей. При питании потребителей I категории от одной подстанции необходимо иметь минимум по одному трансформатору на каждой секции шин, при этом мощность трансформаторов выбирают так, чтобы при выходе из строя одного из них второй (с учетом допустимой перегрузки) обеспечивал питание потребителей I категории. Резервное питание потребителей I категории вводится автоматически. Потребителей II категории обеспечивают резервом, вводимым автоматически или действиями дежурного персонала. При питании этих потребителей от одной подстанции следует иметь два трансформатора или складской резервный трансформатор для нескольких подстанций, питающих потребителей II категории, при условии, что замена трансформатора может быть произведена в течение нескольких часов. На время замены трансформатора вводят ограничение питания с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе трансформатора. Потребители III категории получают питание от однотрансформаторной подстанции при наличии складского резервного трансформатора.
При выборе числа трансформаторов исходят из того, что сооружение однотранс-форматорных подстанций не всегда обеспечивает наименьшие затраты. Если по условиям резервирования питания потребителей необходима
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
24
ЭС-301(2).00.008.00.КП
установка более чем одного трансформатора, то стремятся, чтобы число трансформаторов на подстанции не превышало двух. Двухтрансформаторные подстанции экономически более целесообразны, чем подстанции с одним или большим числом трансформаторов. При сооружении двухтрансформаторных подстанций ГПП выбирают наиболее простую схему электрических соединений со стороны высшего напряжения. Все остальные решения (подстанции с тремя и большим числом трансформаторов) являются обычно более дорогими. Однако они могут быть необходимы, когда приходится строить подстанции для питания потребителей, требующих разных напряжений. Главные понизительные подстанции, подстанции глубоких вводов (ПГВ) и цеховые ТП выполняют с числом трансформаторов не более двух. Для потребителей III и частично II категорий рассматривают вариант установки одного трансформатора с резервным питанием от соседней трансформаторной подстанции. В этом случае резервная подстанция является второй подстанцией и должна иметь запас мощности. На цеховых подстанциях с двумя трансформаторами рабочие секции шин низшего напряжения целесообразно держать в работе раздельно. При таком режиме ток КЗ уменьшается в 2 раза и облегчаются условия работы аппаратов напряжением до 1 кВ, При отключении одного работающего трансформатора второй принимает на себя нагрузку отключившегося в результате включения секционного автоматического выключателя.
В настоящее время цеховые ТП выполняют комплектными (КТП). Правильное определение числа КТП и мощности трансформаторов на них возможно только на основе технико-экономических расчетов (ТЭР) с учетом компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1 кВ. Число цеховых трансформаторов изменяется от минимально возможного Nmin (при полной компенсации реактивных нагрузок) до максимального Nmax (при отсутствии компенсирующих устройств) при среднем для всех ТП значении коэффициента загрузки Кз.т.. На двух-трансформаторных цеховых подстанциях при преобладании нагрузок I категории Кз.т принимают в пределах 0,65—0,7; при преобладании нагрузок II категории 0,1—03, а при нагрузках III категории 0,9—0,95
Минимальное и максимальное число цеховых трансформаторов определяют по выражениям :
Nmin= ; Nmax=,
где - расчетная нагрузка цеха, – номинальная мощность цехового трансформатора.
Изменение числа цеховых трансформаторов (при = const) приводит к изменению приведенных затрат на РУ 6-20 кВ, на цеховые сети 0,4 кВ, на распределительные сети 6-20 кВ. При выборе числа трансформаторов на цеховых ТП учитывают, что предельная мощность трансформаторов, изготавливаемых в настоящее время заводами-изготовителями на напряжение 0,4-0,66 кВ составляет 2500 кВА.
Выбор мощности силовых трансформаторов
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
25
ЭС-301(2).00.008.00.КП
Мощность силовых трансформаторов в нормальных условиях должна обеспечивать питание всех приемников электроэнергии промышленных предприятий. Мощность силовых трансформаторов выбирают с учетом экономически целесообразного режима работы и соответствующего обеспечения резервирования питания потребителей при отключении одного трансформатора и того, что нагрузка трансформаторов в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать сокращения естественного срока его службы. Промышленные предприятия страны увеличивают свою мощность за счет строительства новых цехов, освоения новых или более рационального использования существующих площадей. Поэтому предусматривают возможность расширения подстанций за счет замены установленных трансформаторов более мощными. В связи с этим аппаратуру и ошиновку в цепях трансформаторов выбирают по расчетным параметрам с учетом установки в перспективе трансформаторов слезающей по шкале ГОСТ номинальной мощности. Например, если на подстанции устанавливают два трансформатора мощностью по 16000 кВА, то их фундаменты и конструкции предусматривают установку двух трансформаторов мощностью по 25000 кВА без существенных переделок подстанции.
Выбор мощности трансформаторов ГПП производят по расчетной нагрузке предприятия в целом с учетом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В зависимости от способа задания расчетной нагрузки существуют два подхода к выбору номинальной мощности трансформаторов: по известным характерным суточным графикам нагрузок нормальных и послеаварийных режимов и по расчетным максимумам нагрузок для тех же режимов.
Надежности электроснабжения предприятия достигают за счет установки на подстанции двух трансформаторов. Учитывают также, что в послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) оставшийся в работе трансформатор обеспечивает необходимую нагрузку предприятия. Покрытие потребной мощности осуществляется не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счет их перегрузочной способности (в целях уменьшения установленной мощности трансформаторов).
Номинальной мощностью трансформатора называют мощность, на которую он может быть нагружен непрерывно в течение всего своего срока службы (примерно 20 лет) при нормальных температурных условиях охлаждающей среды согласно ГОСТ 14209-69 и 11677 - 75:
а) температура охлаждающей среды должна быть равна 200 С;
б) превышение средней температуры масла над температурой охлаждающе среды должно составлять: для систем охлаждения М и Д 44 °С, для систем ДЦ и Ц 36 °С;
в) превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки над средней температурой обмотки должно быть равно 13°С;
г) отношение потерь КЗ к потерям XX должно быть равно пятикратному (принимают наибольшее значение для обеспечения запаса по нагреву изоляции);
д) при изменении температуры изоляции на 6°С от среднего ее значения при номинальной нагрузке, равной 85 °С, срок службы изоляции изменяется вдвое (сокращается при повышении температуры или увеличивается при ее понижении);
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
26
ЭС-301(2).00.008.00.КП
е) во время переходных процессов в течение суток наибольшая температура верхних слоев масла не должна превышать 95 °С и наиболее нагретой точки металла обмотки 140 °С.
Эти условия справедливы только для эквивалентной температуры охлаждающей среды, равной 20 °С. При резком снижении этой температуры необходимо следить за нагрузкой трансформатора по контрольно-измерительным приборам и не допускать превышения нагрузки сверх 150% номинальной.
Повышенный износ изоляции трансформатора при превышении температуры охлаждающей среды над эквивалентной температурой для имеющегося графика нагрузок определяют в соответствии с зависимостью, приведенной на рис. 6, и решают вопрос о допустимости этого износа. Если повышенный износ недопустим, то нагрузку на трансформатор соответственно уменьшают или выбирают трансформатор большей мощности.
Для нашего предприятия (ТЭЦ, имеющая 3 генератора с установленной мощностью 100 МВт каждый) выбираем 2 двухобмоточных повышающих трансформатора.
Для определения мощности трансформаторов необходимо вычислить суммарную нагрузку на трансформаторы:
Составим следующую пропорцию, с учетом того, что коэффициент загрузки равен 75%:
70600 МВА – 75%
Sтр – 100%
Отсюда мощность трансформатора
При аварийном отключении одного из 3 трансформаторов, 2 трансформатора должно тянуть мощность потребителей с перегрузкой трансформаторов не более 120%.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
27
ЭС-301(2).00.008.00.КП
Ближайшее стандартное значение 32 МВА. Выбираем трансформатор ТРДН – 32000/115 с номинальной мощностью 32 МВА и напряжением на вторичной обмотке 115 кВ[1, стр.110].
Данные для ТРДН – 32000/115 приведены в таблице 4
Таблица 4 – исходные данные для трансформатора ТРДН – 32000/115
|
Тип |
Номинальная мощность, МВА |
Напряжение обмотки, кВ |
Потери, кВт |
uk, % |
Iх.х., % |
|||
|
Рх.х. |
Рк.з. |
|||||||
|
ВН-НН |
||||||||
|
Варианты материала магнито-провода |
ВН-НН |
|||||||
|
ВН |
НН |
А |
Б |
|||||
|
ТРДН |
32 |
115 |
10,5 |
35 |
44 |
145 |
10,5 |
0,7 |
Коэффициент загрузки номинальный К3н = = 73 %.
Коэффициент загрузки в аварийном режиме К3а ==110 %.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
28
ЭС-301(2).00.008.00.КП
6 Выбор высоковольтных выключателей и разъединителей
6.1 Выбор высоковольтных выключателей и разъединителей генераторов.
Номинальный ток выключателя:
где - номинальный ток выключателя;
Sг – мощность одного генератора;
Uном – номинальное напряжение на шине.
|
Параметр |
Обозначение |
Формула |
Расчет выключателя |
Расчет разъеденителя |
|
Номинальное напряжение, кВ |
U ном.а |
U ном.а U ном.у |
20 кВ 10,5 кВ |
20 кВ 10,5 кВ |
|
Номинальный ток, А |
J ном.а |
J ном.а |
9500А 6469 А |
8000А 6469 А |
По справочнику подбираем тип выключателя и разъединителя:
|
Тип аппарата |
Uн. |
Iном, А. |
Iном.откл, кА |
|
МГ-20-9500/3000 |
20 |
9500 |
100 |
|
РВР-20-8000 УЗ |
20 |
8000 |
- |
6.2 Выбор разъединителей и выключателей трансформаторов на стороне 10,5 кВ.
Номинальный ток выключателя:
|
Параметр |
Обозначение |
Формула |
Расчет |
Расчет |
|
Номинальное напряжение, кВ |
U ном.а |
U ном.а U ном.у |
20 кВ 10,5 кВ |
20 кВ 6 кВ |
|
Номинальный ток, А |
J ном.а |
J ном.а |
20000 А 18112 А |
20000А 18112 А |
По справочнику подбираем тип выключателя и разъединителя:
|
Тип аппарата |
Uн. |
Iном, А. |
Iном.откл, кА |
|
ВВГ-20-160/20000УЗ |
20 |
20000 |
160 |
|
РВК-20/20000УЗ |
20 |
20000 |
- |
6.3 Выбор разъединителей и выключателей потребителей на стороне 10,5 кВ.
Общая мощность потребителей 280 МВт
Всего потребителей 56
Мощность одного потребителя 280/56= 5 МВт
Номинальный ток выключателя:
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
29
ЭС-301(2).00.008.00.КП
|
Параметр |
Обозначение |
Формула |
Расчет |
Расчет |
|
Номинальное напряжение, кВ |
U ном.а |
U ном.а U ном.у |
11 кВ 10,5 кВ |
11,5 кВ 10,5 кВ |
|
Номинальный ток, А |
J ном.а |
J ном.а |
400 А 323 А |
400 А 323 А |
По справочнику подбираем тип выключателя и разъединителя:
|
Тип аппарата |
Uн. |
Iном, А. |
Iном.откл, кА |
|
ВММ-10-400-10У2 |
11 |
400 |
10 |
|
РВ-10/400 |
10 |
400 |
- |
6.4 Выбор разъединителей и выключателей трансформаторов на стороне 110 кВ.
Номинальный ток выключателя:
|
Параметр |
Обозначение |
Формула |
Расчет |
Расчет |
|
Номинальное напряжение, кВ |
U ном.а |
U ном.а U ном.у |
110 кВ 110 кВ |
220 кВ 220 кВ |
|
Номинальный ток, А |
J ном.а |
J ном.а |
630 А 168 А |
600А 168 А |
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
30
ЭС-301(2).00.008.00.КП
По справочнику подбираем тип выключателя и разъединителя:
|
Тип аппарата |
Uн. |
Iном, А. |
Iном.откл, кА |
|
МКП-110-630-20 |
110 |
630 |
20 |
|
РНД-110/630 |
110 |
630 |
- |
Номинальный ток выключателя:
|
Параметр |
Обозначение |
Формула |
Расчет |
Расчет |
|
Номинальное напряжение, кВ |
U ном.а |
U ном.а U ном.у |
20 кВ 10,5 кВ |
20 кВ 6 кВ |
|
Номинальный ток, А |
J ном.а |
J ном.а |
20000 А 18112 А |
20000А 18112 А |
По справочнику подбираем тип выключателя и разъединителя:
|
Тип аппарата |
Uн. |
Iном, А. |
Iном.откл, кА |
|
ВВГ-20-160/20000УЗ |
20 |
20000 |
160 |
|
РВК-20/20000УЗ |
20 |
20000 |
- |
|
Параметр |
Обозначение |
Формула |
Расчет |
Расчет |
|
Номинальное напряжение, кВ |
U ном.а |
U ном.а U ном.у |
110 кВ 110 кВ |
220 кВ 220 кВ |
|
Номинальный ток, А |
J ном.а |
J ном.а |
630 А 370 А |
630А 370 А |
По справочнику подбираем тип выключателя и разъединителя:
|
Тип аппарата |
Uн. |
Iном, А. |
Iном.откл, кА |
|
МКП-110-630-20 |
110 |
630 |
20 |
|
РНД-110/630 |
110 |
630 |
- |
6.7 Выбор разъединителей и выключателей потребителей на стороне 110 кВ.
Общая мощность потребителей 60 МВт
Всего потребителей 2
Мощность одного потребителя 60/3= 00 МВт
Номинальный ток выключателя:
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
31
ЭС-301(2).00.008.00.КП
|
Параметр |
Обозначение |
Формула |
Расчет |
Расчет |
|
Номинальное напряжение, кВ |
U ном.а |
U ном.а U ном.у |
110 кВ 110 кВ |
110 кВ 110 кВ |
|
Номинальный ток, А |
J ном.а |
J ном.а |
630 А 124 А |
630 А 124 А |
По справочнику подбираем тип выключателя и разъединителя:
|
Тип аппарата |
Uн. |
Iном, А. |
Iном.откл, кА |
|
МКП-110-630-20 |
110 |
630 |
20 |
|
РНД-110/630 |
110 |
630 |
- |
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
32
ЭС-301(2).00.008.00.КП
7.1 Выбор трансформаторов тока генераторов.
|
Проверяемая величина |
Формула |
Расчет |
|
Нормальный первичный ток, А |
Jном. т.т. Jном.у. |
8000 А 6469 А |
|
Номинальное напряжение, кВ |
Uном. т.т. Uном.у. |
15,75 кВ 10,5 кВ |
По справочнику подбираем тип трансформатора тока:
|
Тип аппарата |
Uн. |
Iном, А. |
|
ТШВ-15 |
15,75 |
8000 |
7.2 Выбор трансформаторов тока силовых трансформаторов на стороне 10,5 кВ.
|
Проверяемая величина |
Формула |
Расчет |
|
Нормальный первичный ток, А |
Jном. т.т. Jном.у. |
24000 А 18112 А |
|
Номинальное напряжение, кВ |
Uном. т.т. Uном.у. |
24 кВ 10,5 кВ |
По справочнику подбираем тип трансформатора тока:
|
Тип аппарата |
Uн. |
Iном, А. |
|
ТШВ-24 |
24 |
24000 |
7.3 Выбор трансформаторов тока потребителей на стороне 10,5 кВ.
|
Проверяемая величина |
Формула |
Расчет |
|
Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 33 ЭС-301(2).00.008.00.КП Нормальный первичный ток, А |
Jном. т.т. Jном.у. |
400 А 323 А |
|
Номинальное напряжение, кВ |
Uном. т.т. Uном.у. |
10,5 кВ 10,5 кВ |
По справочнику подбираем тип трансформатора тока:
|
Тип аппарата |
Uн. |
Iном, А. |
|
ТЛМ-10-2 |
10,5 |
400 |
7.4 Выбор трансформаторов тока силовых трансформаторов на стороне 110 кВ.
|
Проверяемая величина |
Формула |
Расчет |
|
Нормальный первичный ток, А |
Jном. т.т. Jном.у. |
200 А 168 А |
|
Номинальное напряжение, кВ |
Uном. т.т. Uном.у. |
110 кВ 110 кВ |
По справочнику подбираем тип трансформатора тока:
|
Тип аппарата |
Uн. |
Iном, А. |
|
ТФНД-110М |
110 |
200 |
7.5 Выбор трансформаторов тока потребителей на стороне 110 кВ.
|
Проверяемая величина |
Формула |
Расчет |
|
Нормальный первичный ток, А |
Jном. т.т. Jном.у. |
200 А 124 А |
|
Номинальное напряжение, кВ |
Uном. т.т. Uном.у. |
110 кВ 110 кВ |
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
34
ЭС-301(2).00.008.00.КП
По справочнику подбираем тип трансформатора тока:
|
Тип аппарата |
Uн. |
Iном, А. |
|
ТФНД-110М |
110 |
200 |
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
35
ЭС-301(2).00.008.00.КП
8.1 Выбор трансформаторов напряжения на стороне 10,5 кВ
|
Проверяемая величина |
Формула |
Расчет |
|
Номинальное первичное напряжение, Uном.т.н., кВ |
Uном. т.н. Uном.у. |
10,5 кВ 10,5 кВ |
По справочнику подбираем тип трансформатора напряжения:
|
Тип аппарата |
U1, В |
U2, В |
|
НОМ-10 |
10500 |
100 |
8.2 Выбор трансформаторов напряжения на стороне 110 кВ
|
Проверяемая величина |
Формула |
Расчет |
|
Номинальное первичное напряжение, Uном.т.н., кВ |
Uном. т.н. Uном.у. |
110 кВ 110 кВ |
По справочнику подбираем тип трансформатора напряжения:
|
Тип аппарата |
U1, В |
U2, В |
|
НКФ-110-57 |
110000 |
100 |
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
36
ЭС-301(2).00.008.00.КП
9 Выбор шин на напряжение 10,5 кВ и 110 кВ
9.1 Выбор шин на напряжение 10,5 кВ
Выбираем шины по условию:
|
Параметр |
Условие выбора |
Расчет |
|
Допустимый ток Iн.ш , А |
Iн.у ≤ Iн.ш. |
18112<19250 |
По справочнику подбираем тип шины:
|
Тип аппарата |
Uн, кВ |
Iном., А. |
Материал |
Размеры шины, мм |
Сеч-е полосы, мм2 |
|||
|
D |
d |
t |
δ |
|||||
|
ШАТ-19250 |
10,5 |
19250 |
Аллюминий |
420 |
390 |
15 |
40 |
17900 |
9.2 Выбор шин на напряжение 110 кВ
Выбираем шины по условию:
|
Параметр |
Условие выбора |
Расчет |
|
Допустимый ток Iн.ш , А |
Iн.у ≤ Iн.ш. |
370<475 |
По справочнику подбираем тип шины:
|
Тип аппарата |
Uн, кВ |
Iном., А. |
Материал |
Размеры шины, мм |
Кол-во полос |
Сеч-е полосы, мм2 |
|
ШММ-475 |
110 |
475 |
Медь |
30х4 |
1 |
120 |
10 Расчет токов короткого замыкания
Схема замещения с расставленными точками короткого замыкания представлена на рисунке 9
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
37
ЭС-301(2).00.008.00.КП
Рисунок 9 – Схема замещения
Расчет токов короткого замыкания для точки К1.
Сопротивление генератора в именованных единицах:
Ток трехфазного короткого замыкания для точки К1 в именованных единицах:
Ударный ток трехфазного короткого замыкания в именованных единицах:
Расчет токов короткого замыкания для точки К2.
Сопротивление генератора в именованных единицах в именованных единицах:
Сопротивление трансформатора в именованных единицах:
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
38
ЭС-301(2).00.008.00.КП
Подсчет сопротивлений для к.з. в точке К2 в именованных единицах:
Ток трехфазного короткого замыкания для точки К2 в именованных единицах :
Ударный ток трехфазного короткого замыкания в именованных единицах:
11 Проверка оборудования на коммутационную способность
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
39
ЭС-301(2).00.008.00.КП
Коммутационная способность аппарата, характеризуемая его включающей и отключающей способностями, должна проверяться в режимах редких коммутаций и (или) токов короткого замыкания в соответствии с требованиями стандартов на конкретные виды аппаратов.
Если аппарат предназначен для работы в нескольких категориях применения, то испытания следует проводить в наиболее типичной категории применения, установленной в стандартах на конкретные виды аппаратов.
Проверка включающей и отключающей способностей может быть объединена в одном испытательном цикле или проводиться в виде отдельных испытаний.
1 Проверка выключателя МГ-20-9500/3000
J ном.о J к.з
J ном.о=100 кА;
J к.з= 34,8 кА;
100>34,8
На термическую стойкость выключатель проверяется по ударному току КЗ:
i ск. i у.р
i ск.=300 кА;
i у.р=96 кА
300>96 кА
2 Проверка выключателя ВВГ-20-160/20000УЗ
J ном.о J к.з
J ном.о=160 кА;
J к.з= 34,8 кА;
160>34,8
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
40
ЭС-301(2).00.008.00.КП
На термическую стойкость выключатель проверяется по ударному току КЗ:
i ск. i у.р
i ск.=410 кА;
i у.р=96 кА
410>96 кА
3 Проверка выключателя МКП-110-630-20
J ном.о J к.з
J ном.о=20 кА;
J к.з= 1,39 кА;
20>1,39 кА
На термическую стойкость выключатель проверяется по ударному току КЗ:
i ск. i у.р
i ск.=52 кА;
i у.р=3,8 кА
52>3,8 кА
4 Проверка разъединителя РВР-20-8000 УЗ по допустимому ударному току КЗ
i ск. i у.р
i ск=300 кА
i у.р=96 кА
300>96
5 Проверка разъединителя РВК-20/20000 по допустимому ударному току КЗ
i ск. i у.р
i ск=500 кА
i у.р=96 кА
500>96 кА
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
41
ЭС-301(2).00.008.00.КП
6 Проверка разъединителя РНД-110/630 по допустимому ударному току КЗ
i ск. i у.р
i ск=80 кА
i у.р=3,8 кА
80>3,8
Выбранное оборудование по результатам расчетов прошло проверку на коммутационную способность и в случае короткого замыкания обеспечит надежную защиту от токов КЗ и выдержит ударные токи.
Список используемой литературы
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
42
ЭС-301(2).00.008.00.КП
Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы / Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. М., Энергоатомиздат, 1989.