Проектирование электрической станции

1. Выбор основного оборудования

1.1 Выбор генераторов

Согласно заданию на дипломный проект выбираю два турбогенератора типа ТВФ-63-2 и один турбогенератор типа ТВФ-120-2 технические данные сносим в таблицу 1.1

Таблица 1.1

1.2 Выбор турбин

Для привода генераторов выбираю турбогенераторы типа Т-110/120-130-4 и ПТ-60-130-13 и их технические данные сносим в таблицу 1.2

Таблица 1.2

1.3 Выбор парогенератора

Тепловая схема выполнена с поперечными связями по пару и воде, а необходимое количество пара от котельной определяется по формуле:

Где: - номинальный расход пара на турбину (т/час)

n- число турбин

= 2%- расход пара на собственные нужды станции.

= 1%- расход пара от утечек в паропроводах.

=1297.8 Т/ЧАС

Выбираю парогенераторы типа Е-420-140 и технические данные сносим в таблицу 1.3

Таблица 1.3

Выбираем три парогенератора Е-420-140 и один резервный.Всего =4 котла

2. Выбор главной схемы станции

63 МВ 63 МВ 120 МВ

3. Выбор основных трансформаторовна станции

3.1 Выбор блочного трансформатора Т3

3.1.1 Находим полную максимальную и минимальную мощность потребителя:

; МВА (3.1)

;МВА (3.2)

3.1.2 Определяем полную мощность собственных нужд:

; МВА (3.3)

3.1.3 Выбираем блочные трансформаторы (Т3):

; МВА (3.4)

Из данного неравенства по [ с ] выбираю трансформатор ТДЦ -125000/110 и технические данные сношу в таблицу 3

3.1.4 Выбираем трансформаторы связи (Т1,Т2).

Если с шин10 кВ потребляется максимальная мощность, то есть максимальный режим

;

Где: n- число генераторов включенных на шины 10 кВ.

- мощность на собственные нужды генератора.

- максимальная потребляемая мощность с шин 10 кВ.

МВА (3.5)

Минимальный режим - с шин 10кВ потребляется минимальная мощность

; МВА (3.6)

Определим в ремонтном режиме (вывод одного генератора с шин 10кВ в ремонте)

; (3.7)

МВА; МВА

Аварийный режим - при выходе из строя одного трансформатора связи Т1

МВА

МВА

МВА

Где: =1.4- коэффициент аврийной перегрузки.

МВА

Из полученных данных выбираю два трансформатора типа ТРДН-63000/110 из [ с ] и технические данные сносим в таблицу 3

Таблица 3

4.Выбор реактора

кА

кА

Выбираю реактор типа РБДГ-10-4000-0.18 из [ с ] и технические данные сношу в таблицу 4

Таблица 4

5.Технико-экономический расчет выбора главной схемы станции

Таблица 5 стоимость оборудования

Проведем технико-экономический расчет схемы Варианта 1.

5.1 Определим приведенные затраты для варианта 1

5.1.2 Определим стоимость потерянной электроэнергии за год

, (5.1)

где: в=0,48 руб /кВт ч- стоимость 1 кВт ч потерянной электроэнергии для Европейской части России.

-Суммарные потери электроэнергии в трансформаторах, кВт ч

Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформатор.

Где: -потери холостого хода трансформатора, кВт

=-- число часов работы трансформатора в год

- потери короткого замыкания трансформатора, кВт

=3500- время наибольших потерь, ч

;

час.

тыс.руб

5.1.3 Определим отчисления на амортизацию и обслуживание станции

Где:-норма отчислений на амортизацию и обслуживание

=357644.8

тыс.руб (5.2)

Определим срок окупаемости капиталовложений

Т=Лет

Из технико-экономического расчета видно, что в данной местности строить станцию экономически выгодно.

6.Выбор трансформаторов собственных нужд станции

Так как в схеме стоит Три рабочих трансформатора, то ставиться три основных трансформаторов собственных нужд и один резервный трансформатор собственных нужд.

6.1 Мощность расходуемая на собственные нужды

;

МВА

МВА

6.2 Выбираем рабочий трансформатор собственных нужд по условию

Выбираю два трансформатора типа ТМНС-6300/10.5/6.3 и один трансформатор ТДНС-10000/10.5/6.3 из(с) и технические данные сносим в таблицу 5

6.3 Выбираю резервный трансформатор СН

Выбираю трансформатор типа ТДНС-10000/10.5/6.3 подключенного к обмоткам низкого напряжения трансформатора связи и технические данные сносим в таблицу 6

Таблица 6

7. Выбор схем на напряжение 110 кВ

7.1 Выбор схемы на напряжение 110 кВ

Согласно НТП на это напряжение применяется схема с двумя системами шин и обходной.

Схема применяется при большом числе присоединений. Она имеет обходной выключатель QО и ШСВ (QA) и обходную систему шин. Принято на станциях фиксированное подключение присоединений, то есть четные цепи идут на А2, нечетные на А1; ШСВ нормально включен.

Схема позволяет вывести в ремонт любой выключатель не отключая присоединений – это основное достоинство схемы.

7.1.2 Вывести в ремонт Q1 не отключая линии

7.1.3 Собирается схема на обходном выключателе, то есть включается QS3 и QS4

7.1.4 У релейной зашиты выключателя QO выдержка времени устанавливается на минимум

7.1.5 Включается QO-этим проверяется исправность обходной системы шин.

Если там будет короткое замыкание, то QO отключается. Сначала ремонтируется обходная система шин. Если QO удержался, то обходная система шин исправна.

7.1.6 Недостатки схемы

- Схема дорогая, сложная;

- Требуется высокая квалификация персонала;

- При коротком замыкании в линии и отказе линейного выключателя отключается

половина присоединений;

- Короткое замыкание на ШСВ (QA) равносильно короткому замыканию на обеих системах шин (ОРУ "гаснет")

Согласно НТП обе системы шин секционируются, так как от ОРУ питается два резервных трансформатора собственных нужд. При этом на каждой секции ставится отдельно ШСВ и обходной выключатель.

8.Расчет трёхфазных токов короткого замыкания

8.1 Составим расчетную схему с ее параметрами

63 МВ 63 МВ 120 МВ

Т1, Т2 - трансформаторы ТРДН-63000/110

Т3 - трансформатор ТДЦ-125000/110

G1, G2 - генераторы ТВФ-63-2

=0.139, Sн=78.75 МВА

G3 - генераторы ТВФ-120-2

=0.192, Sн=125 МВА

Система

Sс=6500 МВА, =0.91

8.2 Составляем полную схему замещения

8.3 Определим параметры схемы замещения, приводя к базисным условиям, при Sб=1000 МВА

8.3.1 Определяем сопротивление для системы

(8.1),

8.3.2 Определяем сопротивление для линии

(8.2),

8.3.4 Определяем сопротивление для генераторов

(8.3),

8.3.6 Определяем сопротивление для трансформаторов Т1, Т2

(8.4),

8.3.7 Определяем сопротивление для трансформатора Т3

(8.5)

8.3.8 Определяем сопротивление для реактора

(8.6)

8.4 Преобразуем схему замещения к удобному виду для определениятоков короткого замыкания в точке К1.

Сопротивление Х7 является пассивным, так как по нему токи короткого замыкания в данном случае не протекают, поэтому это сопротивление из расчета можно исключить.

8.5 Расчет токов короткого замыкания в точке К1

(кА) (8.17)

8.5.1 Определит токи короткого замыкания для системы

(кА

(8.18)

(кА) (8.19)

где:

-периодическая составляющая тока короткого замыкания

Iу -ударный ток короткого замыкания

k_y=1,608- ударный коэффициент из

Намечаем выключатель и определяем собственное время отключения

8.5.2 определим токи короткого замыкания для генераторов G1,2,3

Полученные значения токов короткого замыкания сносим в таблицу 8.1

Таблица 8.1 токи короткого замыкания для точки К1

8.6 Преобразуем схему замещения к удобному виду для определения токов короткого замыкания в точке К2

8.7Расчет токов короткого замыкания в точке К2

8.7.1 Определит токи короткого замыкания для системы

Намечаем выключатель и определяем собственное время отключения МГГ-10-5000-63У3 tсв=0,13

где tсв - собственное время выключателя

Tа=0.06- постоянная времени из

Таблица 8.2 токи короткого замыкания для точки К2

9.Выбороборудования в цепи трансформатора со стороны 110 кВ

9.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выбираем выключатели ВГУ-110-40-3150У1 из(с) и разъединители типа РНД3.2-110/3200У1 из и их технические данные сносим в таблицу 8.1

Таблица 8.1-технические данные выключателей и разъединителей

9.1.2 Проверка правильности выбора выключателя и разъединителя

По напряжению

- условия выполняется

110кВ=110кВ

По длительному току

(9.1),

условие выполняется

9.1.3 Проверка на отключающую способность

условие выполняется

9.1.4 Проверка на электродинамическую стойкость

условие выполняется

9.1.5 Проверка на термическую стойкость от действия тока короткого замыкания

(кА²хс)

9.2 Выбор токоведущих частей на станции

Согласно ПУЭ ошиновка в пределах открытых и закрытых распределительных устройств выбирается по экономической плотности тока.

(9.5),

Тmax=4800ч, допустимая стрела провеса по габаритно-монтажным условиям h=2,5м

Принимаем токопровод АС-300/39 диаметром d=24 мм, расстояние между фазами D=3м

Проверяем по допустимому току

9.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения в цепи 110 кВ

9.3.1 Принимаем мощность передаваемую по линии

U=110 кВ; Pmax=4.9 мВт; cosφ=0,8

9.3.2 Выбор трансформатора тока

Выбираем трансформатор тока

ТФЗМ110Б-111-У1

Проверим трансформатор тока на ток короткого замыкания в форме таблицы 9.2

Таблица 9.2 технические данные трансформатора тока

В цепи трансформатора связи на стороне 110 кВ устанавливаетс амперметр типа Э-350, данные сносим в таблицу 9.3

Таблица 9.3 - определение нагрузки для трансформаторов токов

Определяем общее сопротивление приборов

(9.7),

Определяем допустимое сопротивление провода

(9.8),

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2 по механической прочности

10. Выбор основного оборудования в цепи генератора

10.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выбираем выключатели МГГ-10-5000-63У3 из(с) и разъединители типа РВР-20/6300 У3 и их технические данные сносим в таблицу 10.1

Таблица 10.1 технические данные выключателей и разъединителей

10.1.2 Проверка правильности выбора выключателя и разъединителя

По напряжению

- условия выполняется

10кВ=10кВ

По длительному току

условие выполняется

10.1.3 Проверка на отключающую способность

условие выполняется

10.1.4 Проверка на электродинамическую стойкость

условие выполняется

10.1.5 Проверка на термическую стойкость от действия тока короткого замыкания

10.2 Выбор трансформатора тока

От выводов генератора до стены турбинного отделения выполнены комплектным токопроводом ТЭКН-20/7800, то выбираемтрансформатор тока, встроенный в токопровод ТШВ15-6000-0.5/10Р

Проверим трансформатор тока на ток короткого замыкания в форме таблицы 10.2

Таблица 10.2 технические данные трансформатора тока

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного ТА1, данные сносим в таблицу 10.3

Таблица 10.3 - определение нагрузки для трансформаторов токов

Определяем общее сопротивление приборов

Определяем допустимое сопротивление провода

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2 по механической прочности

10.3 Выбор трансформатора напряжения

В цепи комплектного токопровода установлен трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.06-10У3. Проверим его по вторичной нагрузке, данные о нагрузке снесем в таблицу 10.4

10.4 Выбор трансформатора напряжения

Вторичная нагрузка:

(10.1),

ЗНОЛ.06-10У3 имеет номинальную мощность 75 ВА в классе точности 0,5, необходимой для присоединения счетчиков.

Таким образом

10.4 Выбор изоляторов

10.4.1 Выбор опорных изоляторов.

Выбираем опорные изоляторы типа ИО-10-30.0У3 из (С) при , высота изолятора.

Проверочный расчет

Проверяем изоляторы на механическую прочность

10.4.2 Выбор проходных изоляторов

Выбираем проходные изоляторы типа ИП-10-5000-1250 из (С) и данные сносим в таблицу 10.5

Таблица 10.5

Проверочный расчет

ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ ОРУ-110 кВ

Описание КОНСТРУКЦИИ ОРУ-110 кВ.

ОРУ должно:

- обеспечивать надежную работу электрических установок;

- быть удобными и безопасными, хорошо обозреваться;

- экономичными;

- удобными при ремонтных работах;

- ОРУ должно быть ограждено;

Для предотвращения случайных прикосновений к токоведущим частям соблюдены минимальные расстояния от них до различных элементов ОРУ.

Для безопасности обслуживания блоки имеют сетчатое ограждение.

Достоинства:

- малый объем строительных работ;

- легче выполняется расширение и реконструкция;

Недостатки:

- неудобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье;

- занимают большую площадь;

- аппараты на ору подвержены запылению, загрязнению, колебаниям температуры;