Диплом "Проектирование ТЭЦ 300 МВт"

1.3 Расчет количества присоединений распределительных устройств

1.3.1 Расчёт количества присоединений на высокое напряжение

Для определения количества присоединений на высокое напряжение необходимо выбрать сечение, и количество цепей на линии отходящей в систему.

Согласно ПУЭ (7 изд. глава 1.3) минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны для напряжения 110 кВ - АС 70/11, также мы будем использовать сечения АС-120/19 иАС-240/39.

Для выбора сечений необходимо определить токи в сети.

Расчет для первого варианта структурных схем:

Рассчитаем суммарную активную мощность собственных нужд на ТЭЦ , МВт:

= Р_снбл + Р_снрунн; (1.5)

= 3·6,6 = 19,8 МВт.

Рассчитаем суммарную активную мощность на ТЭЦ Р_ст , МВт:

Р_ст =3·100= 300 МВт,

где Р_ст - активная мощность станции, МВт.

(1.6)

где Р_с - активная мощность отходящая в систему, МВт.

Р_ПС - активная мощность отходящая на подстанции, МВт.

Определяем токи нагрузок узлов:

(1.7)

По условию надежности требуется две параллельные цепи, кА, ток на одну цепь кА. Выбрана двухцепная линия АС-240, (обрыв одной цепи) составляет 604 А < А.

Выбранное сечение проводника для варианта 1 запишем в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 - Сечения провода варианта 1

Определим общее количество линий на высокое напряжение:

n_прис = , (1.8)

где Р_1л - пропускная способность одной линии, МВт; [2]

- количество трансформаторов присоединенных к РУВН.

n _ТР= n_С.ТР+n_Р.ТСН= 3+1= 4;

n_прис = =11,09.

Принимаем количество присоединений равное одиннадцати.

Расчет для второго варианта структурных схем:

Рассчитаем суммарную активную мощность собственных нужд на ТЭЦ , МВт:

= Р_снбл + Р_снРУНН;

= 4,158 3+6,6 = 19,07 МВт;

Р_ст =3*63+100 = 289 МВт.

Определим общее количество линий на высокое напряжение:

Определяем токи нагрузок узлов по формуле (1.7):

По условию надежности требуется две параллельные цепи, кА, ток на одну цепь кА. Выбрана двухцепная линия АС-240, (обрыв одной цепи) составляет 547 А < А.

Выбранное сечение проводника для варианта 2 запишем в таблицу 1.4.

Таблица1.4 - Сечения провода варианта 2

Определим общее количество линий на высокое напряжение:

n_прис = ; (1.7)

n _ТР= n_С.ТР+n_Р.ТСН= 4+1= 5;

n_прис = =11,7.

Принимаем количество линий равное двенадцати.

1.3.2 Расчёт количества линий на низкое напряжение

, (1.9)

где - активная мощность на РУНН, МВт.

- пропускная способность одной линии, МВт. [2]

n_лин = =16,6.

Примем значение n=18.

1.4 Выбор схем распределительных устройств всех напряжений

РУВН-110 кВ

На основании СТО 56947007-29.240.30.010-2008 электростанций для обоих вариантов структурных схем на РУВН-110 кВ с числом присоединений 11 и 12 принимаем схему с двумя рабочими и одной обходной системами сборных шин, но так как на РУВН применяются элегазовые выключатели, срок службы которых 25 лет и они не ремонтируются.

На РУНН, для обоих вариантов применим одну секционированную системную сборных шин. Секционный выключатель нормально включён для выравнивания потенциалов по секциям шин.

На рисунке 1.3 представлена схема распределительных устройств

(вариант 1).

Рисунок 1.3 - схема распределительных устройств (вариант 1)

Достоинства:

1) Ремонт любой системы шин без перерыва электроснабжения.

2) При коротком замыкании на любой системе шин все присоединения могут быть переведены на другую систему шин.

Недостатки:

1) Отказ в работе шиносоединительного выключателя равносильно короткому замыканию на обеих системах шин.

2) Большое количество операций с разъединителями под напряжение.

На рисунке 1.4 представлена схема распределительных устройств (вариант 2).

Рисунок 1.4 - схема распределительных устройств (вариант 1).

Достоинства:

1) Ремонт любой системы шин без перерыва электроснабжения.

2) При коротком замыкании на любой системе шин все присоединения могут быть переведены на другую систему шин.

Недостатки:

1) Отказ в работе шиносоединительного выключателя равносильно короткому замыканию на обеих системах шин.

2) Большое количество операций с разъединителями под напряжением.

1.5 Технико-экономическое сравнение двух вариантов

1.5.1 Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат.

Подсчитаем капитальные затраты по вариантам. Для этого составим таблицу, в которую вносятся только те элементы на которые варианты различаются. В таблице 1.5 приведена разница капитальных вложений в строительстве ТЭЦ по вариантам.

Таблица 1.5 - Разница капитальных вложений в строительство ТЭЦ по вариантам

Продолжение таблицы 1.5 - Разница капитальных вложений в строительство ТЭЦ по вариантам

1.5.2 Расчет для первого варианта

Рассчитаем потери энергии на блочных трансформаторах , кВт∙ч:

(1.10)

где - потери на холостом ходу в трансформаторе, кВт;

t – число часов работы трансформатора в году, ч;

- потери при коротком замыкании в трансформаторе, кВт;

- мощность проходящая через трансформатор, МВА;

- номинальная мощность трансформатора, МВА;

- число часов максимальных потерь. Зависит от числа часов использования максимума нагрузки, для . [4].

Рассчитаем потери в блочном трансформаторе ТДЦ -125000/110-УХЛ1:

кВт∙ч.

Рассчитаем потери в трансформаторе связи ТРДЦН -125000/110-УХЛ1:

кВ∙ч.

Так как трансформаторов два, то:

кВт∙ч.

Определим эксплуатационные затраты , тыс.руб:

(1.11)

где - стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторах, тыс.руб/кВт∙ч:

где - стоимость одного кВт∙ч (95коп/кВт∙ч).

тыс.руб/кВт·ч,

где - расходы на ремонт, амортизацию и содержание персонала. Они составляют 8-9% от капитальных затрат, тыс.руб.

; (1.12)

тыс. руб;

; (1.13)

тыс. руб.

Подсчитаем затраты по варианту , тыс. руб.:

, (1.14)

где - нормативный коэффициент эффективности.

тыс.руб.

1.5.3 Расчет для второго варианта

Рассчитаем потери в блочном трансформаторе ТДЦ -125000/110-УХЛ1:

кВт∙ч;

Рассчитаем потери в трансформаторе связи ТДН -63000/110-УХЛ1:

кВт∙ч.

Три трансформатора по 63 МВА:

кВт ч.

Общие потери:

кВт ч.

Определим эксплуатационные затраты, по варианту 2, по формулам (1.11), (1.12) и (1.13).

тыс.руб;

тыс.руб;

тыс.руб.

Подсчитаем затраты по варианту, по формуле (1.14):

тыс.руб.

1.5.4 Сравнение вариантов

Е= = (1.15)

Для дальнейших расчетов выбираем первый вариант структурных схем, так как второй вариант имеет большие затраты.

1.6 Выбор схемы собственных нужд и трансформаторов собственных нужд

1.6.1 Выбор схемы собственных нужд

Для обеспечения технологического процесса работы станции необходимо запитывать потребителей собственных нужд: электродвигатели, освещение, отопление и так далее. Для этого на станции сооружается два РУ собственных нужд: 6 кВ и 0,4 кВ.

Согласно НТП питание собственных нужд в блочной части осуществляется отпайкой с выводов генератора, через понижающие трансформаторы.

Трансформаторы выбираются по условиям:

;

кВ; (1.16)

Принимаем трансформатор типа: ТМНС – 10000/10 – У3

МВА;

10,5 кВ = 10,5 кВ;

6,3 кВ = 6,3 кВ;

10 МВА > 8,25 МВА.

Так же на ТЭЦ предусматривается резервные ТСН, которые должны быть такими же как и самый мощный рабочий включая блочную часть.

Принимаем резервные ТСН: ТДН-10000/110-У3.

Резервный трансформатор подключаем к низкой обмотки трансформатора связи до выключателя.

В цепи резервного трансформатора со стороны шин предусматривается выключатель.

Втаблице 1.6 приведены технические данные ТСН.

Таблица 1.6 - Технические данные ТСН

На рисунке 1.5 представлена схема собственных нужд.

Рисунок 1.5 - схема собственных нужд

1.7 Расчет токов короткого замыкания

Расчеты токов КЗ необходимы:

- для сопоставления, оценки и выбора главных схем электрических станций, сетей и подстанций;

- выбора и проверки электрических аппаратов и проводников;

- проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики;

- анализа аварий в электроустановках и электрических системах;

- проверки оборудования на термическую и динамическую устойчивость.

Для упрощения расчетов токов короткого замыкания принимают следующие допущения:

- отсутствие качаний генераторов (принимается, что в процессе короткого замыкания генераторы вращаются синхронно);

- линейность всех элементов схемы (не учитывается насыщение магнитных систем);

- пренебрежение активными сопротивлениями элементов;

- пренебрежение распределенной емкостью электрических линий;

- симметричность всех элементов схемы за исключением места короткого замыкания;

Расчет проводим в относительных единицах, для этого принимают S₆ = 1000 МВА.

Порядок расчета токов КЗ:

- Составляется расчетная схема;

- По расчетной схеме составляется схема замещения;

- Рассчитываются сопротивления схемы замещения;

- Рассчитываются токи.

1.7.1 Расчетная схема

На рисунке 1.6 представлена расчетная схема.

Рисунок 1.6 – Расчетная схема

На рисунке 1.7 представлена схема замещения.

Рисунок 1.7 - Схема замещения

1.7.2 Расчет сопротивлений

Расчет сопротивлений производим в относительных единицах. Принимаем базисную мощность равную S _Б = 1000 МВА.

Рассчитаем сопротивление энергосистемы:

, (1.18)

гдеS _Б – базисная мощность;

S _Н – мощность энергосистемы

Рассчитаем сопротивление линий:

,

где – удельное сопротивление 1км линии. Для линий 6 – 220 км = 0,4 Ом/км;

l – длина ЛЭП, км;

U_СР – ближайшее большее напряжение по ряду средних напряжений, кВ.

Рассчитаемсопротивление трансформаторов ТРДЦН -125000/110-УХЛ1 и ТДЦ -125000/110-УХЛ1:

, (1.19)

где - индуктивное сопротивление обмоток трансформатора.

Рассчитаем сопротивление генераторов ТВФ-100-2-У3:

(1.20)

гдеХ_d^” – сверхпереходное сопротивление генератора по продольной оси.

Найдем сопротивление трансформатора собственных нужд (ТСН):

1.7.3 Преобразование схемы для точки К–1

Объединяем сопротивления всех линий в одну, складывая их параллельно, и сложим последовательно сопротивления энергосистемы и линий:

X₁₆ = X₁ +X₂ || X₃ || X₄|| X₅|| X₆|| X₇|| X₈=

На рисунке 1.8 представлено преобразование схемы относительно точки К–1.

Рисунок 1.8– Преобразования схемы относительно точки К–1

Ток при коротком замыкании течет через сопротивления X₉, X₁₀, X₁₁, X₁₂, X₁₃, X₁₅, X₁₆, X₁₉. Не учитываем сопротивленияX₁₅ , так как ток при коротком замыкании в точке К-1 через них не течет.

На рисунке 1.9 представлена лучевая схема для точки К–1

Рисунок 1.9 – Лучевая схема для точки К–1

1.7.4 Расчет токов короткого замыкания дляточки К–1

1.7.4.1 Расчет начального действующего значения периодической составляющей тока КЗ, (t=0)

Определим базисный ток I _Б:

, (1.21)

гдеS_Б-базисная мощность, U_СР,КЗ- напряжение на той ступени, где произошло КЗ.

Рассчитаем I_П0 энергосистемы и генераторов:

, (1.22)

гдеЕ_X^” – сверхпереходное ЭДС источника. Для системы Е_X^”=1;

X _РЕЗ – результирующее сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ.

,(1.23)

где U₀, I₀ – фазные напряжение и ток статора синхронного генератора;

X _d” – сверхпереходное сопротивление генератора;

Е_X^” = 1 – для энергосистемы;

Е_X^” = 1,08 – для генераторов мощностью ниже 100 МВт;

Е_X^” = 1,13 – для генераторов мощностью свыше 100 МВт.

1.7.4.2 Расчет ударного тока,

, (1.24)

где К_УД – ударный коэффициент [1].

, (1.25)

К_УД = 1,7 – для энергосистемы;

К_УД = 1,98 – для генератора ТВФ-100-2.

1.7.4.3 Расчет апериодической составляющей тока КЗ в момент времени

, (1.26)

где – момент разведения контактов выключателя;

Т_а – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;

Т_а = 0,03 – 0,04 c – для энергосистемы;

Т_а = 0,243 с – для генератора ТВФ-100-2-У3.

1.7.4.4 Расчет периодической составляющей тока КЗ в момент времени

Так как система является источником бесконечной мощности, то

Для остальных генерирующих ветвей нужно сначала определить источником, какой мощности они являются. Для этого определим номинальный ток:

(1.27)

Определим соотношение

Значит, генераторы G1, G2, G3: является источником конечной мощности. По кривой соответствующей каждому значению для определим коэффициент К:

(1.28)

Для остальных точек КЗ проведем расчеты аналогично, расчетные токи короткого замыкания представлены в таблице 1.7.

Таблица 1.7 -Расчетные токи короткого замыкания

1.8 Выбор выключателей и разъединителей

Выключателии разъединители выбираются в зависимости от исполнения распределительного устройства. Распределительное устройство 10 кВ выполняется закрытым, а распределительные устройства 110 кВ - открытыми.

Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах.

В учебном проектировании выключатели выбирается по цепи самого мощного присоединения. Мощность ЛЭП принимается равной пропускной способности линии. Мощность в цепях обмоток трансформаторов равна пере- токам мощности через трансформатор.

1.8.1 Выбор выключателей

1.8.1.1 Выбор выключателей на ОРУ – 110 кВ

Выключатели выбираются без встроенных трансформаторов тока. Трансформаторы тока выносятся за здание. Выбор выключателей производится по цепи самого мощного присоединения. На ОРУ–110 кВ самым мощным присоединением является блок генератор-трансформатор.

U_Н,ВЫКЛ U_УСТ ;

I_Н,ВЫКЛ I_{НОМ.ЦЕПИ} ;

I_Н,ВЫКЛ I_MAX.ЦЕПИ;

I_{НОМ.ЦЕПИ} = ,

гдеS _НГ – мощность, проходящая через присоединение генератор – трансформатор.

I_{НОМ.ЦЕПИ} = кА;

I_MAX.ЦЕПИ = I_{НОМ.ЦЕПИ/0,95} = 0,614/0,95=0,646 кА.

Выбираем элегазовый выключатель ВЭБ–110 - УХЛ1 производства ЗАО "Энергомаш (Екатеринбург) – Уралэлектротяжмаш". Выключатель имеет пружинный привод, встроенные трансформаторы тока.

Выключатель предназначен для эксплуатации в открытых и закрытых распределительных устройствах в сетях переменного тока с номинальным напряжением 110 кВ в районах с умеренным и холодным климатом.

110 кВ = 110 кВ;

2500 А > 614 А;

2500 А > 646 А;

Выбранный выключатель необходимо проверить по условиям:

- На отключающую способность:

;

40 кА > 15,264 кА,

где – номинальный ток отключения выключателя;

– действующее значение периодической составляющей тока КЗ.

- На способность отключения апериодической составляющей тока КЗ:

.

где – апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов ;

– номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени .

,

где – нормированное процентное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе.

=45 % – паспортные данные.

(1.29)

25,45 кА > 6,917 кА.

- На электродинамическую устойчивость:

где I_пр.скв – наибольший пик (ток электродинамической стойкости);

i_y –ударный ток;

=102 кА –паспортные данные.

102 кА > 39,723 кА.

- На термическую устойчивость:

В_К.РАСЧ В_К.ДОП,

гдеВ_К - тепловой импульс

,(1.30)

где – действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент t=0 от эквивалентного источника, кА;

– эквивалентная постояннаявремени затухания, с;