Проект электрической части ГЭС-768 МВт

Содержание

Введение…………………………………………………………………..……	4
1 Выбор генератора………………………………………………………..…..	6
2 Выбор схемы электрических соединений  …………………………………	7
2.1Структурная схема первого варианта ……………………………………	8
2.2 Структурная схема второго варианта………………………………...….	10
2.3 Выбор трансформатора…………………………………………..……….	11
2.4 Схема электрических соединений первого варианта…………………	13
2.5 Схема электрических соединений  второго варианта…………..……….	14
2.6 Расчет и разработка схемы  собственных нужд………………...………..	15
3 Технико-экономическое сравнение  вариантов…………………..………..	17
3.1 Расчет потерь мощностей и  энергии трансформаторов ……...………...	18
3.2 Расчет  технико-экономических   показателей …………………...……...	20
4 Расчет токов К.З……………………………………………………...……...	22
4.1 Расчетная схема электроустановки………………………………………	23
4.2 Схема замещения  ……………………………………………...…………	25
4.3 Расчет составляющих токов короткого замыкания……………………..	26
5. Выбор электрооборудования, токоведущих  частей и изоляторов …...…	32
5.1 Выбор выключателей и разъединителей……………………………..….	33
5.2 Выбор трансформаторов тока и  разработка схем подключения  приборов …………………………………………………………………...….	38
5.3 Выбор трансформаторов напряжения  и разработка схем подключения  приборов  …………………………………………………………………...…	45
5.4 Выбор токоведущих частей и  изоляторов…………………………...…..	49
6 Расчет заземляющих устройств………………………………………...…..	53
7 Конструкция ОРУ…………………………………………………………...	57
8 Охрана труда ……………………………………………………………...…	59
9 Релейная зашита…………………………………………………………......	71
10 Экономическая часть ………………………………………………...……	76
11 Специальная часть …………………………………………………..…….	81
12 Список литературы………………………………………………………...	86

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

     Гидроэлектростанция (ГЭС) — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока. Гидроэлектростанции обычно строят на реках, сооружая плотины и водохранилища.

Особенности

• Генераторы ГЭС можно достаточно быстро включать и выключать в зависимости от потребления энергии 
• Возобновляемый источник энергии
• Значительно меньшее воздействие на воздушную среду, чем другими видами электростанций
• Строительство ГЭС обычно более капиталоёмкое
• Часто эффективные ГЭС более удалены от потребителей
• Водохранилища часто занимают значительные территории
• Плотины зачастую изменяют характер рыбного хозяйства, поскольку перекрывают путь к нерестилищам проходным рыбам, однако часто благоприятствуют увеличению запасов рыбы в самом водохранилище и осуществлению рыбоводства.

     Гидроэлектростанция предназначена для преобразования энергии течения реки и может устанавливаться на любых реках и работать круглосуточно. Гидроэлектростанция содержит установленное в русле сооружение, состоящее из фундаментной плиты, боковых стен и перекрытия с помещением для редуктора с электрогенератором над местом установки гидроколеса. Сооружение перед водозабором имеет ледорезную опору и банные сети, а боковые стены со стороны входа воды и ее выхода имеют расширения, образующие соответственно конфузорный, рабочий и диффузорный канал. Одна из боковых стен имеет в рабочем канале секторный полукруглый вырез под гидроколесо, которое установлено в подшипниковых узлах выше дна реки и ниже кромки возможного ледяного покрова соответственно, нижнем - в фундаментной плите и верхнем - в перекрытии. Гидроколесо выполнено полым, состоящим из жестко установленных на валу двух параллельных горизонтальных дисков, по периферии которых и между ними равномерно установлены лопасти с длиной не более 2/3 его радиуса под углом к нему от 0 до 180^o. Гидроколес со своими редукторами и электрогенераторами по длине гидроэлектростанции в ее рабочем канале может быть несколько. Рабочий канал со входом и выходом воды снабжен затворами и насосной установкой. Конструкция устройства позволяет увеличить надежность работы и круглогодичность использования.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Выбор генераторов

 

     Гидрогенераторы – это явнополюсные синхронные машины переменного трех фазного тока, предназначены для выработки электрической энергии частотой 50 Гц с приводом от гидравлических турбин. Генераторы служат для преобразования механической энергии, в электрическую. Согласно заданию на ГЭС установлено 6 гидрогенераторов мощностью по 128 МВт каждый.

Выбираем  генератор типа СВФ – 1500/130 – 88 [3]

Синхронный  генератор – это машина, в которой  скорость вращения ротора и скорость вращения магнитного потока статора  совпадают.

Параметры сводим в таблицу 1.                                                                                                                                    Таблица 1 - Параметры генератора

Тип генератора	Мощность		cos φ	Uном кВ	КПД %	Переходное сопротивление         Xd, отн.ед.
	Pном МВт	Sном МВА
СВФ- 1500/130-88	128	160	0,8	13,8	96,3	0,40

Примечания: СВФ – синхронный вертикальный гидрогенератор с водяным непосредственным охлаждением обмотки статора и форсированым охлаждением обмотки ротора

1500 – наружный диаметр статора , см

130 – длина активной стали сердечника, см

88 – количество полюсов ротора

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Выбор схем электрических соединений

 

     При проектировании электрической установки до составления главной электрической схемы составляется структурная схема выдачи электрической энергии.

Главная схема электрических соединений электростанции – это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной  аппаратуры со всеми выполненными между  ними в натуре соединениями. При разработке главной схемы электрических соединений предъявляются следующие требования [1]:

• надёжность – свойство системы электроснабжения, обусловленное её безотказностью, долговечностью и ремонтопригодностью, обеспечивающих нормальное выполнение заданных функций системы;
• безотказность – свойство системы электроснабжения непрерывно сохранять работоспособность в определённых режимах и условиях эксплуатации;
• долговечность − свойство системы электроснабжения длительно, с возможными перерывами на ремонт, сохранять работоспособность в определённых режимах и условиях эксплуатации до разрушения или другого критического состояния;
• ремонтопригодность – свойство системы электроснабжения, выражающееся в приспособлении к восстановлению неисправностей путём предупреждения, либо обнаружения и устранения.

     Схемой электрических соединений называется совокупность основного электрического оборудования сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре между ними соединений. Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической станции т.к. он определяет полный состав элементов и связи между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических присоединении, собственных нужд, схем вторичных соединений и монтажных схем.

 

2.1 Структурная схема 1 варианта

 

     При проектировании электрической установки до составления главной электрической схемы составляется структурная схема выдачи электрической энергии.

Структурной схемой называют однолинейную схему, на которой указываются генераторы, трансформаторы, распределительные  устройства (шины), а также связи  между ними. Она необходима для  расчета баланса мощности, для  выбора числа и мощности трансформаторов, а также для дальнейшей разработки схемы электрических соединений.

Рисунок 1 - Структурная схема для 1 варианта

 

Произведём  баланс мощности для 1 варианта

Найдём мощность собственных нужд для одного генератора:

S_сн = Р_номG    S_сн=  (Р_номG×%_сн/100%)×К_С

где Р_номG – номинальная мощность генератора МВт

       %_сн   - нагрузка собственных нужд, % [1]

       К_С – коэффициент спроса установки собственных нужд. [1]

S_сн = (128×0,5/100)×0,8 = 0,512 МВА

Полная нагрузочная  мощность потребителей равна:

S_нагр = Р_нагр/cosφ

где Pнагр – суммарная активная нагрузка на среднем напряжении

      cosφ  - из условия

S_нагр = 310/0,9 = 344,44 МВА

Находим мощность, проходящую через блочный трансформатор:

S_бл.тр =  S_номG - S_сн

S_бл.тр =  160 – 0,512 = 159,488 МВА

где S_номG – номинальная мощность генератора из таблицы 1

Находим мощность, проходящую через автотрансформатор  связи в нормальном режиме:

S_нр  = n× S_бл.тр - S_нагр

S_нр  = 3×159,488 – 344,44 = 134,024 МВА

Находим мощность, проходящую через автотрансформатор  связи в ремонтном режиме:

S_р.р  = (n-1)× S_бл.тр - S

нагр

S_р.р =  (3-1)× 159,488– 344,44 = -25,464 МВА

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2 Структурная схема 2 варианта

                                 Рисунок 2 - Структурная схема для 2 варианта

     Мощность собственных нужд на всех напряжениях остаются без изменений (смотри раздел 2.1). Нагрузочная мощность остается также без изменений (смотри  раздел 2.1).

     Находим мощность, проходящую через автотрансформатор связи в нормальном режиме:

S_нр  = S_{бл.тр +} n× S_бл.тр - S

нагр

S_нр  = 159,488 +3×159,488 – 344,44 = 293,512 МВА

     Находим мощность, проходящую через автотрансформатор связи в ремонтном режиме:

S_р.р  = (n-1)× S_бл.тр - S

нагр

S_р.р =  (4-1)× 159,488 – 344,44 = 134,024 МВА

 

 

2.3 Выбор силовых трансформаторов

 

Трансформатор - предназначен для трансформации напряжения проходящей мощности и преобразования электроэнергии переменного тока с одного напряжения на другое. Выбирая число и мощность трансформаторов,

необходимо  учитывать требования надёжности электроснабжения потребителей. Трансформаторы должны обеспечивать надёжную работу станции, как в нормальном режиме, так и в режимах отключения одного из трансформаторов для планово-предупредительного ремонта или в аварийном [3].

     На ГЭС установлено 2 автотрансформатора связи и 6 блочных трансформаторов.

Выбор блочных  трансформаторов

     Выбор силовых трансформаторов производится по номинальной мощности.

S_т  >  S_бл.тр      S_т  > 159,488 МВА

U_т.нн  > U_G      U_т.нн  > 13,8кВ

-align:justify">Сторона 110 кВ

Sбл ≥ Sрасч ≥ 159,488 МВА

ТДЦ-200/110 [8]

Сторона 220 кВ

Sбл ≥ Sрасч ≥ 159,488 МВА

ТДЦ-200/220 [8]

Данные  трансформаторов сводим в таблицу 2

Таблица 2 - Номинальные параметры трансформаторов

Тип трансформатора	Мощность тр-ра, МВА	Uном, Кв		Потери, кВт		Uкз. %	Ток х.х %
		ВН	НН	х.х	к.з
ТДЦ-200/110	200	121	13,8	170	550	10,5	0,5
ТДЦ-200/220	200	242	13,8	130	660	11	0,4

Примечание:  ТДЦ – трёхфазный двухобмоточный силовой трансформатор с дутьём и принудительной циркуляцией масла;

200 – номинальная  полная мощность, МВА;

110(220) – номинальное  высшее напряжение, кВ

 

 

Выбор трансформаторов  связи

Выбор автотрансформаторов  выполняется по максимальному перетоку мощности между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения, который определяется по наиболее нагруженному режиму. Более тяжелым может оказаться режим передачи мощности из распределительного устройства среднего напряжения в распределительное устройство высшего напряжения при максимальной нагрузке на шинах СН и отключении одного из блоков, присоединенных к этим шинам.

Согласно  НТП устанавливают два трансформатора связи [5]

S_АТ > S_max.раб/k_ав(n-1)

где - максимальная мощность протекающая через АТ, МВА

      k_ав - коэффициент аварийности k_ав=1,4

     n- число параллельно работающих автотрансформаторов

S_АТ1 ≥ 134,024 /1,4 = 93,07 МВА

S_АТ2 ≥ 293,512/1,4 = 209,65 МВА

Выбираем  трансформатор типа АТДЦТН. Данные сводим в таблицу 3

Таблица 3 -  Номинальные параметры автотрансформаторов

Тип автотрансформатора	Uном, кВ			Потери, кВт				Uк.з., %			Iх.х. %
	ВН	СН	НН	холостого хода	короткого замыкания			вн-сн	вн-нн	сн-нн
					вн-сн	вн-нн	сн-нн
АТДЦТН 125000/ 220/110	230	121	11	65	315	280	275	11	45	20	0,45
АТДЦТН 250000/ 220/110	230	121	11	120	500	410	400	11	32	20	0,4
					500	280	270

 

Примечание: АТДЦТН – Автотрансформатор трёхфазный с дутьём, принудительной циркуляцией масла с регулированием под напряжением;

125000(250000) –  номинальная полная мощность, МВА

220/110 – высшее  и среднее номинальное напряжение, кВ

2.4 Схема электрических соединений первого варианта

 

     В качестве вариантов подключения оборудования в обоих вариантах ГЭС схемы ОРУ 220 кВ используются схемы типа – две рабочие системы шин и одна обходная система шин, ОРУ 110 кВ используются схемы типа – две рабочие секционированные системы шин и одна обходная система шин.

      Описание схемы: На ГЭС установлено 6 гидрогенераторов, 3 из них установлены в блоке с двухобмоточными трансформаторами на шинах напряжением 110 кВ, остальные 3 в блоке с двухобмоточными трансформаторами на шинах напряжением 220 кВ, где есть связь с системой по трём воздушным линиям.

     Связь между распределительными устройствами Uвн, Uсн, осуществляется двумя автотрансформаторами связи.

Преимущества  данной схемы:

1. возможность поочередного ремонта любой системы шин без отключения потребителей и источников питания;
2. значительное количество присоединений;
3. возможность расширения;
4. ремонт выключателя присоединения без потери питания.

Рисунок 3 – Схема электрических соединений первого варианта

 

Недостатки:

1. менее экономична, так как число выключателей больше числа присоединений;
2. сложность оперативных отключений;
3. много действий с разъединителями.

     На ОРУ 220 кВ число присоединений  n = 8. Принимаем схему две рабочие системы шин с обходной.

На ОРУ 110 кВ число присоединений n = 15. Принимаем схему две рабочие секционированные системы шин с обходной.      

Достоинства и недостатки данной схемы  те же, что и для ОРУ 110 кВ

Схема электрических  соединений первого варианта рисунок 3.

 

2.5 Схема электрических соединений второго варианта

 

Описание схемы:

Согласно  НТП приняты следующие схемы:

На ОРУ 110 кВ число присоединений n = 16. Принимаем схему две рабочие секционированные системы шин с обходной.     

На ОРУ 220 кВ число присоединений  n = 7. Принимаем схему две рабочие системы шин с обходной.

Рисунок 4 – Схема электрических  соединений второго варианта

 

2.6 Расчет  и разработка схемы собственных нужд

 

Собственные нужды (с.н.) – это комплекс, в который  входят все механизмы вместе с  их приводными двигателями, источниками  питания внутристанционными электросетями  и в РУ, а так же установками  освещения, отопления и оперативным  током. Принимаем  одну ступень  собственных  нужд 0,4 кВ. Схема изображена на рисунке 5.

U1 = 0,4 кВ

1. Определяем расход мощности всей станции на собственные нужды:

, МВ·А

где α – расход электроэнергии на СН, %;

      Р_УСТ∑  - суммарная установленная мощность станции, МВт;

          Kс = коэффициент спроса

2. Число трансформаторов  СН принимаем равным числу генераторов

n_ТСН = 6;

3. Определяем  полную мощность одного ТСН:

, МВ·А

где - полная мощность собственных нужд всей станции;

       - количество трансформаторов СН,

= 0,512 МВ·А

4. Трансформаторы  СН подключается отпайкой к обмотке НН блочных трансформаторов, по одному трансформатору на блок. Схема СН – одиночная секционированная автоматом. Резервные трансформаторы СН подключаются к обмотке НН автотрансформатора связи. Резервные секции СН соединяются с каждой рабочей секцией через автоматические выключатели. Трансформаторы общестанционных СН равномерно распределяются по секциям агрегатных СН

Из каталога [3] выбираем трансформатор собственных нужд, типа 

ТМ -1000/35.

Мощность  резервного трансформатора с.н. не менее  рабочего, т.к. автотрансформаторов  связи два устанавливаем два  резервных трансформатора с.н. Из каталога [3] выбираем РТСН типа ТМС-1600/35.

 

Таблица 4 – Номинальные параметры трансформаторов собственных нужд                                                                

Тип трансформатора	Uном, кВ		Потери. кВт			UКЗ, %	IХХ, %
	ВН	НН	ХХ		КЗ
ТМ-1000/35	13,8	0,4	2	12,2		6,5	1,4
ТМС-1600/10	13,8	0,4	2,9	18,0		6,5	1,3

Примечание: ТМ – трансформатор трехфазный, двухобмоточный масляный с естественной циркуляцией масла и естественным охлаждением; С - для собственных нужд, номинальной мощностью 1000(1600) кВА, класс напряжения 35 кВ.

Рисунок 5 –  Схема собственных нужд для шести  генераторов

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                         3. Технико-экономическое сравнение вариантов

 

Для выбора более экономичного варианта, провожу расчет потерь электроэнергии в трансформаторах и расчет технико-экономических показателей.

Варианты  схем станций и подстанций выбираются на основании общих соображений  согласно НТП.

Рассчитывают  два варианта, окончательно останавливаются  на наиболее целесообразном варианте, который имеет лучшие экономические  показатели.

Существует  несколько способов экономической  оценки схем.

Наиболее  удобен метод, основанный на сравнении расчетных приведенных затрат предложенных вариантов главных схем электрических соединений станций.

Последовательность  расчета следующая: определяются капитальные  вложения, годовые эксплуатационные издержки и, затем, расчетные приведенные затраты. Данные сводим в таблицу 5.

 

3.1 Расчёт  потерь электрической энергии  в трансформаторах

 

Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах определяются по формуле:

, МВт·ч

где:  ∆Pх.х – потери мощности в трансформаторе в режиме холостого хода, кВт

        T – число часов работы трансформатора в году, обычно принимают

        T = 8760 ч.

      ∆Pк.з – потери мощности к.з., кВт

      Sрасч – полная расчетная мощность трансформатора, МВА

      Sном – номинальная мощность одного трансформатора, МВа

      τ – число часов наибольших потерь определяется по кривым (2500 ч)

1 вариант

 = 2188,052 МВт·ч

= 2585,680 МВт·ч

где:  ∆Pх.х – потери мощности в трансформаторе в режиме холостого хода, кВт

        T – число часов работы трансформатора в году, обычно принимают

        T = 8760 ч.

        ∆Pк.з – потери мощности к.з., кВт

         Sрасч – полная расчетная мощность трансформатора, МВА

         Sном – номинальная мощность одного трансформатора, МВа

        τ – число часов наибольших потерь определяется по кривым (2500 ч)

         n – число параллельно работающих трансформаторов

= 1591,45 МВт·ч

, МВт·ч

где: - суммарные потери в трансформаторах по первому варианту

= 17504,1 МВт·ч

2 вариант

 

= 2188,052 МВт·ч

= 2585,680 МВт·ч

= 2963,9 МВт·ч

= 20646,6 МВт·ч

 

 

3.2 Расчёт  технико – экономических показателей.