1 Выбор схем и основного электрооборудования

содержаниЕ

Задание на проект

Введение

1 Выбор схем и основного электрооборудования

1.1 Выбор генераторов

1.2 Выбор и обоснование двух вариантов схем

1.3 Отбор на собственные нужды

1.4 Выбор автотрансформатора

1.5 Технико-экономическое сравнение двух вариантов схем

1.6 Выбор трансформаторов собственных нужд

2 Выбор электрических аппаратов проводников и схемы собственных нужд

2.1 Расчет токов короткого замыкания

2.2 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных целей

2.3 Выбор электрических аппаратов по номинальным параметрам

2.5 Описание конструкции распределительного устройства ОРУ-220 кВ

Список использованной литературы

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Разраб.

Электрическая часть ГРЭС-1900 МВт

Пояснительная записка

Литер

Лист

Листов

Руков.

У

ГруппаЭСП-09з

Н.контр.

Утв.

Введение

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

1 Выбор схем и основного электрооборудования

1.1 Выбор генераторов

Выбор генераторов производится согласно заданным условиям 2х500 МВт и 3х300 МВт.

Составляем таблицу с техническими данными этих генераторов, которая приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Технические данные генераторов

Тип генератора	Частота вращения	Сверхпроходное индукти-вное сопротивл. хd″	Мощность МВ·Н	Номинальные значения
cosφ	Ток статора, кА	Напряжен. статора, кВ	КПД
ТГВ-500		0,243		0,85			98,8
ТГВ-300		0,195		0,85	10,2		98,8

Определение значения нагрузок потребителей в максимальном и номинальном режимах.

(1.1)

где Р – максимальная активная нагрузка одной линии, МВт;

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

n – количество линий, шт;

k_одн – коэффициент одновременности.

МВт

МВт

Определяем реактивную мощность потребителей по формуле 1.2:

(1.2)

где Q – индуктивная мощность;

S_max – максимальная полная мощность;

P_max – максимальная активная мощность.

МВар

МВар

Определяем полную мощность по формуле 1.3:

S=P/cosφ (1.3)

где S – полная мощность.

МВА

МВА

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

МВА

1.2 Выбор и обоснование двух вариантов схем

Для технико-экономического сравнения выбираем два варианта структурных схем. В первом варианте принимаем 3 генератора мощностью 300 МВт присоединяем к распределительному устройству среднего напряжения, а 2 генератора мощностью 500 МВт присоединяем к распределительному устройству высшего напряжения. Во 2 варианте к шинам среднего напряжения присоединяем 2 генератора по 300 МВт, а к шинам высшего напряжения присоединяем 2 генератора по 500 МВт и 1 генератор мощностью 300 МВт.

На рисунках 1.1 и 1.2 представлены структурные схемы 1 и 2 варианта.

Рисунок 1.1 Структурная схема 1 варианта

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Рисунок 1.2 Структурная схема 2 варианта

1.3 Отбор на собственные нужды

Определяем мощность собственных нужд от генераторов типа ТГВ-500. Для генераторов G₁-G₂ Р_с.н% определяется по формуле 1.4.

(1.4)

где Р_с.н.- расход мощности на собственные нужды;

Р_уст - мощность установки.

Р_снG1G2= МВт

Q_снG1G2=25×0,58=14,5 МВар

(1.5)

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

; (1.6)

(1.7)

Мощность собственных нужд от генератора ТВВ-300

Р_снG3-G5= МВт

Q_снG3-G5=15×0,58=8,7 МВар

Определяем реактивную мощность генераторов.

МВар

МВар

Выбираем мощность блочного трансформатора по формуле 1.8:

(1.8)

Выбираем трансформаторы для 1 варианта

G₁, G₂-ТЦ-630000/500 так как 559,09<630

Для G₃, G₄, G₅-ТДЦ-400000/220 так как 335,6<400

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Трансформаторы второго варианта

Для G₁, G₂-ТЦ-630000/500 так как 559,09<630

Для G₃-ТДЦ-400000/500 так как 335,6<400

Для G₄, G₅-ТДЦ-400000/220 так как 335,6<400

Выбор мощности автотрансформатора связи представлен в формуле 1.9.

(1.9)

Для ремонтного режима:

где S_расч – переток мощности через автотрансформатор

1.4 Выбор автотрансформатора

S_АТ³0,7×604,8=423,3, принимаем к установке 2хАТДЦТН-500000/500/220.

В таблице 1.2 приведены технические данные трансформаторов и автотрансформаторов.

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Таблица 1.2 Технические данные трансформаторов и автотрансформаторов

Тип автотрансформатора	Номинальное напряжение, кВ	Потери, кВ КЗ	Напряжение КЗ, % для обмоток	Ток ХХ, %
ВН	СН	НН	ХХ	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
АТДЦТН 500000/500/220		-				-	-	-		-	0,3
ТДЦ 400000/220		-	15,75								0,45
ТЦЦ 630000/500			15,75								0,4
ТЦ 400000/500			13,8

На рисунке 1.5 представлена схема питания потребителей собственных нужд ГРЭС.

1.5 Технико-экономическое сравнение двух вариантов схем

Определяем потери энергии блочного трансформатора.

Потери энергии определяем по формуле 1.10:

(1.10)

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

где ΔР_хх – потери мощности холостого хода, кВт,

ΔР_к – потери мощности КЗ, кВт,

S_max – расчетная (максимальная) нагрузка автотрансформатора, МВА,

S_ном – номинальная мощность автотрансформатора, МВА,

Т – продолжительность работы автотрансформатора (Т = 8760ч).

τ – продолжительность максимальных потерь, ч.

кВт·ч

Т_max=7000ч.

t=5800

кВт·ч

Потери энергии АТ (вариант 1) АТДЦТН-500000/500/220

кВт·ч

кВт·ч

кВт·ч

Для 2 варианта

Выбор мощности автотрансформатора связи

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Рисунок 1.3 Главная схема 1 варианта

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Рисунок 1.4 Главная схема 2 варианта

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Для ремонтного режима:

S_АТ³0,7×270,3=189 МВ×А

Принимаем к установке 2хАТДЦТН-500000/500/220

кВт·ч

кВт·ч

Составляем таблицу капитальных затрат, которая приведена ниже.

Таблица 1.3 Капитальные затраты

Оборудование	Стоимость единицы, тыс.тг	Вариант 1	Вариант 2
Кол-во, шт.	Общая стоимость, тыс.тг.	Кол-во, шт.	Общая стоимость, тыс.тг.
Блочные трансформаторы ТДЦ-400000/220
ТЦ-630000/500
ТЦ-400000/500
Автотрансформатор АТДЦТН 500000/500/220
Ячейки ОРУ 500 кВ 220 кВ
Итого:

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Производим расчет издержек и годовых затрат издержки рассчитываем по формуле 1.11:

(1.11)

тыс.тг

(1.12)

тыс.тг

(1.13)

тыс.тг

И=И_ам+И_ро+И_пот+У (1.14)

И=55456+17330+48859,6+0=121645,6 тыс.тг

Приведенные затраты определяем по формуле 1.15:

З=р_н·К+И (1.15)

З₁=0,12 ∙866500+121645,6=225625,6 тыс.тг/год

2 вариант

тыс.тг

тыс.тг

тыс.тг

И=59673,6+18648+45328,7=123650,3

З=0,12 ∙932400+123650,3=235538,3 тыс.тг/год

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Определяем через пропорцию наиболее экономичный вариант схемы:

100-95,791=4,209 %

Варианты экономически равноценны. Для дальнейшего расчета принимает 1 вариант, более удобный для эксплуатации.

1.6 Выбор трансформаторов собственных нужд

S_с.н. ³ Р_с.н.max×k_с (1.16)

Р_с.н. 1 вариант – 25 S_с.н. ³ 25×0,85=21,2

Р_с.н. 2 вариант – 15 S_с.н. ³ 15×0,85=12,7

k_с=0,85

Выбираем трансформаторы собственных нужд:

ТДНС-16000/20

ТРДНС 25000/35

Выбор резервных трансформаторов.

Принимаем к установке 2 ПРТСН типа ТРДНС 32000/220.

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Рисунок 1.5 Схема собственных нужд ГРЭС

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

2 Выбор электрических аппаратов проводников и схемы собственных нужд

2.1 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания. Строим схему замещения, которая представлена на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 Схема замещения для определения токов КЗ

ТГВ-500; ТГВ-300

Определяем сопротивления схемы замещения.

Расчет производится в относительных единицах относительно базисных величин. Принимаем: S_δ=1000МВ ∙А, U_δ=U_ср

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Определяем сопротивление генераторов:

(2.1)

где сверхпереходное индуктивное сопротивление генератора

S_ном.г - номинальная мощность генератора.

Определяем сопротивление трансформаторов

(2.2)

где U_к% - напряжение короткого замыкания, кВ

S_ном.т - номинальная мощность трансформатора, МВ∙А

(2.3)

Сворачиваем к точке К-1

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Х₂₀=Х₂//Х₃+Х₁=1,583/2+0=0,79

Х₂₁=Х₄+Х₉=4,13+2,222=6,352

Х₂₂=Х₅+Х₁₀ =4,13+2,222=6,352

Х₂₃=Х₆=Х₁₁=5,524+2,75=8,274

Х₂₄=Х₇=Х₁₂=5,524+2,75=8,274

Х₂₅=Х₈+Х₁₃=5,524+2,75=8,274

Х₂₆=Х₂₁//Х₂₂=6,352/2=3,176

Х₂₇=Х₂₃//Х₂₄//Х₂₅=8,274/3=2,758

Х₂₈=Х₁₄//Х₁₇=2,4/2=1,2

Упрощенная схема замещения для К-1 приведена на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2 Упрощенная схема замещения для К-1

Определяем эквивалентное сопротивление:

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Коэффициенты распределения по цепям:

Определяем результирующее сопротивление:

Х_рез=Х_экв+Х₂₈=0,63+1,2=1,83

Результирующая схема замещения для точки К-1 показана на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 Результирующая схема замещения для точки К-1

Определяем периодические токи короткого замыкания для К-1

Точка К-1

кА (2.4)

кА

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

кА

кА

(2.5)

Суммарный ток К.З.:

кА

кА (2.6)

кА

кА

Суммарное значение:

(2.7)

кА

Предварительно выбираем силовой выключатель ВНВ-220-63

t_с.в=0,025с

Для системы:

τ=0,01+0,025=0,035с

t_а=0,03

е для 500 G1, G2=

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

е для 300 G3-G5=Т_а=0,32 с=

Определяем периодические и апериодические токи:

(2.8)

Определяем суммарные значения:

(2. 9)

Определяем периодический ток К.З. в момент отключения силового выключателя

(2.10)

кА

(2.11)

;

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

ВНВ-220-63 выключатель на 220 кВ

Для 300

кА

;

;

Для системы:

(2.12)

кА

кА

Расчет токов короткого замыкания на шинах 6 кВ. Строим схему замещения которая приведена на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4 Схема замещения в точке К-2 на 6 кВ

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Х₂₃=Х₆+Х₁₁=5,524+2,75=8,274

Х₂₄=Х₇=Х₁₂=5,524+2,75=8,274

Х₃₂=Х₂₃//Х₂₄=8,274/2=4,137

Х₂₇=Х₂₃//Х₂₄//Х₂₅=8,274/3=2,758

Упрощенная схема замещения в точке К-2 приведена на рисунке 2.5.

Рисунок 2.5 Упрощенная схема замещения в точке К-2

Переходим к точке К-2 через коэффициенты распределения.

SС=0,999

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Х_рез=Х_экв+Х₁₃=0,96+0,275=3,71

Х₃₆=Х₈//Х₃₅=

Упрощенная схема замещения показана на рисунке 2.6.

Рисунок 2.6 Упрощенная схема замещения

Считаем коэффициенты

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

SС=0,999

Х_рез=Х_экв+Х₃₁=62,5+2,217=64,717

Результирующая схема замещения в точке К-2 приведена на рисунке 2.7.

Рисунок 2.7 Результирующая схема замещения в точке К-

2 кА

кА

кА

кА

кА

кА (2.13)

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

кА

кА

кА

SI_у=43,76

t=t_рез+t_св=0,01+0,09=0,1с

Выбираем маломасляный выключатель ВММ-10-10.

(2.14)

кА

кА

Для системы:

Для 500

Для 300

кА

500: кА

300: кА

Siа_t=12,458+2,12=14,578

Для 500:

кА

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Для 300:

кА

Определяем тепловой импульс

Точка К-1

(2.15)

где t_откл – время отключения тока к.з., с

t_откл=t_отк.в+t_р.з=0,04+0,1=0,14 кА²∙с

кА²∙с

кА²∙с

кА²∙с

18,02+75,34+4,34=97,7 кА²∙с

Точка К-2

t_откл=0,09+0,1=0,19с;

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

кА²∙с

кА²∙с

кА²∙с

5,48+8,66+38,19+23,55=75,88 кА²∙с

Расчетные значения токов короткого замыкания приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Расчетные значения токов КЗ

Токи к.з.	Источник	In.о,кА	Inτ, кА	iу, кА	iаτ, кА	Вк
К-1	Система	10,296	10,296	24,926	4,5	18,02
G1, G2	12,4	11,78	34,495	15,7	75,34
G3, G4, G5	3,073	3,04	8,535	3,8	4,34
Суммарные значения	25,769	25,1	67,956		97,7
К-2	Система	3,348	3,348	8,63	0,33	5,48
Двигатель	10,12	0,21	23,5	2,12	23,55
G1, G2	4,006	4,006	11,1	3,953	8,66
G3, G4, G5	8,654	8,654	24,03	8,175	38,19
Суммарные значения	26,12	16,21	67,26	14,578	75,88

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

2.2 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных целей

Выбор сборных шин на 220 кВ

Для выбора сборных шин нам необходимо определить самое мощное присоединение. В данном случае самым мощным присоединением является цепь автотрансформатора.

Определяем максимальный ток:

А (2.16)

I_max=2·I_норм=2∙542=1084 А (2.17)

Выбираем марку сечения сборных шин на 220 кВ 2хАС300/66

Должно соблюдаться условие:

I_доп ³ I_max=1084

I_доп=1360 А ³ I_max=1084 А

Проверяем выбранный провод на коронный разряд

(2.18)

кв/см

кВ/см (2.19)

кВ/см

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Чтобы провода не коронировали должно соблюдаться условие:

1,07Е £ 0,9 Е₀

1,07·18,26£0,9×31,5 кВ/см

19,5 £ 28,3 кВ/см

Проверяем провода на схлестывание т.к. кА.

Рассчитываем силу взаимодействия между фазами:

(2.20)

Н/м

Сила тяжести 1м токопровода определяем:

g=9,8·(m+1,6) (2.21)

g=9,8·2·1,132 = 22,18 Н/м

Принимаем время действия релейной защиты (дифференциальный) t_з=0,1с, находим:

t_экв=0,1+0,0025=0,125 с.

По диаграмме для значения f/g=17,435/22,18=0,786 находим в/h=0,17, откуда b=0,17·2,5=0,425 м

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

(2.22)

м

Схлестывание не произойдет так как b=0,425<b_доп =2,051

Проверяем гибкий токопровод по электродинамическому взаимодействию проводников одной фазы.

Определяем усилие на каждый провод:

(2.23)

Н/м

Удельная нагрузка на каждый провод от взаимодействия при КЗ:

γ_к=f_ц/q (2.24)

γ_к=9,77/300=0,032 МПа/м

Удельная нагрузка на провод АС-300/66 от собственного веса:

γ₁=9,8m/q (2.25)

γ₁=9,8·1,132/400=0,036 МПа/м

Принимая максимальное напряжение на фазу в номинальном режиме 100·10³, определяем

σ_max=Т_ф.max/nq (2.26)

σ_max=100·10³/2·300=166,6 МПа

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Определяем допустимое расстояние между распорками

, (2.27)

Так как под корнем получается отрицательное число необходимость установки внутрифазных распорок отсутствует.

Выбираем сборные шины на 6,3 кВ.

(2.28)

I_max=I_норм-1468,02

Выбираем марку сечения сборных шин на 6,3 кВ

I_доп³I_max=1468,02А

Двухполосное сечение 80х10

I_доп1480 ³ I_max1468,02 А

Напряжение в материале шины, возникающие при воздействии изгибающего момента, МПа.

(2.29)

МПа

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Шины механически прочны, так как s_расч £ s_доп =40 МПа

Выбор токопроводов на 220 кВ.

мм² (2.30)

Выбираем марку токопровода на 220 кВ

I_доп ³ I_max=1084 принимаем 2хАС300/66

I_доп =1360 ³ I_max=1084

Проверка по условиям схлестывания и коронного разряда не нужна, так как уже производилась ранее.

мм²

Принимаем 2хАС700/86

Проверка сечения на нагрев (по допустимому току)

I_max£ I_доп; 1468,02 £ 2×1040=2080

Н/м

Сила тяжести 1м токопровода:

g=9,8·2·(1,9+0,68)=50,568 Н/м

Эквивалентное время:

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

t_эк=0,1+0,09=0,19 с.

Для f/g=67,04/50,568=1,325 находим в/h=0,42

в=h·0,42=2,5·0,42=1,05 м

Допустимое отклонение:

м

в=1,05 м < в_доп=1,353 м – схлестывание не произойдет.

Выбор сборных шин 220 кВ:

Выбираем по мощности одного самого мощного присоединения:

А

Принимаем сечение шин 2хАС-300/48

I_max=1286>I_доп=1380А

Проверяем гибкий токопровод по электродинамическому взаимодействию проводов одной фазы 6,3 кВ.

Определяем усилие на каждый провод:

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Н/м

Удельная нагрузка на каждый провод от взаимодействия при КЗ:

γ_к=362,77/700=0,518 МПа/м

Удельная нагрузка на провод АС-700/86 от собственного веса:

γ₁=9,8·2,58/700=0,036 МПа/м

Принимая максимальное напряжение на фазу в номинальном режиме 100·10³, определяем:

σ_max=100·10³/2·700=71,4 МПа

Определяем допустимое расстояние между распорками внутри фазы

м

Выбор силового выключателя и разъединителя на 220 кВ. Составляем таблицу 2.2.

ПКЭК.090104 3.002-07 ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

---

Дата добавления: 2015-08-28