Электрическая часть КЭС - 1200 МВт

Некоммерческое  акционерное общество

«АЛМАТИНСКИЙ  УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ»

 

Кафедра Электрические станции, сети и системы

 

 

 

 

 

 

 

 

Курсовая работа

 

 

Дисциплина:     Проектирование электрической части станций


 

Специальность 5В0718 – Электроэнергетика


 

Выполнил Павленко А.А.№ зачетной книжки 094033 Группа  ЭС-09-2

 

Руководитель: к.т.н. доцент Михалкова  Е.Г.


 

_______________________________«____»______________________20____г.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Алматы 2013

Содержание

1 Выбор структурных  схем………………………………………….….…3

2 Технико-экономическое  сравнение вариантов…………………..….…6

3 Расчет  токов короткого замыкания……………………………….…….9

4 Выбор коммутационной  аппаратуры……………………………….…15

1   Выбор генераторных выключателей………………………..…16

    1. Выбор выключателей высокого напряжения…………………16
    2. Выбор разъединителей РУ ВН…………………………………17
    3. Выбор разрядников………………………………………..……17
    4. Выбор измерительных приборов………………………………17

5 Выбор токоведущих  частей…………………………………………….19

1 Выбор трансформаторов  тока…………………………...………19

2 Выбор трансформаторов  напряжения………………………..…23

6 Выбор типов  релейной защиты………………………………………...25

1 Защиты  блока генератор – трансформатор…………………..…25

2 Защита  автотрансформаторов………………………………...…25

3 Защиты  трансформаторов собственных нужд…………….……26

4 Защита  шин………………………………………………….……26

5Защита ЛЭП………………………………………….……………26

7 Вывод……………………………………………………………….……27

8 Список  используемой литературы…………………………………..…28

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Выбор структурных схем

 

На основе исходных данных составляются два варианта структурной схемы КЭС. Выбирается основное оборудование электростанций, к которым относятся генераторы и трансформаторы. Для дальнейших расчетов из двух вариантов выбирается наиболее надежная и экономически целесообразная схема.

В соответствии с исходными данными  принимается к установке турбогенератор типа ТВВ-200-2А, основные технические данные которого приведены в таблице 5.1.

 

Т а б л  и ц а 5.1 – Параметры турбогенератора

 

Название 

Частота, об/мин

Мощность, МВА

Напряжение,кВ

xʼʼd, от.ед.

cosφ

КПД, %

ТВВ-200-2А

3000

235

10,5

0,2

0,85

98,6


 

Построение графика нагрузки турбогенератора  в зимний и летний периоды,  необходимо для выбора трансформаторов.

 

 

Рисунок 5.1 – Графики нагрузки турбогенератора в зимний и летний периоды

 


 

Рисунок 1 –  Вариант № 1

 

Для первого  варианта рассматривается аварийный  режим, при котором переток максимален, если блок на 220 кВ будет выведен из строя. Для этого варианта нужно поставить 3 однофазных автотрансформатора связи 167 МВт. Этот выбор объясняется полученным перетоком в 116 МВт в аварийном режиме, чтобы покрыть нагрузку на 220 кВ.

                                                     (1)

 

Т а б л  и ц а 1.1 – Параметры трансформатора

 

Название 

Uк, %

ΔPк.з, кВт

ΔPхх, кВт

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

АОДЦТН-167000/500/220

11,5

315

90

11

35

21,5


 

 

 

Блочные трансформаторы на 220 кВ  выбираются исходя из ВН и  НН и коэффициенту загрузки .

Для этого  напряжения выбираем трансформатор 

 

Т а б л  и ц а 1.3 – Параметры трансформатора

 

Название 

Uк, %

ΔPк.з, кВт

ΔPхх, кВт

Rт

Xт

ТДЦ-250000/220

11

600

207

0,8

7,7


 

                                                    (2)

 

Проверяется по коэффициенту загрузки по формуле (1)

Блочные трансформаторы на напряжение 500 кВ

 

Т а б л  и ц а 1.4 – Параметры трансформатора

 

Название 

Uк, %

ΔPк.з, кВт

ΔPхх, кВт

Rт

Xт

ТДЦ-250000/500

13

590

205

0,2

7,7


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выбор основного  оборудования для второго варианта


 

Рисунок 2 –  Вариант № 2

 

Для второго  варианта выбирается автотрансформатор связи на 500 МВА.

По формуле (1)

 

Т а б л  и ц а 1.5 – Параметры трансформатора

Название 

Uк, %

ΔPк.з, кВт

ΔPхх, кВт

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

АТДЦТН-500000/500/220

12

1050

220

11

35

21.5


 

Блочные трансформаторы выбираются аналогично первому варианту, разность будет лишь в их количестве.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 Технико-экономическое сравнение  вариантов

Технико-экономическое  сравнение вариантов производится с целью выявления наиболее экономичного варианта распределения генераторов  между различными напряжениями, определения  мощности генераторов (трансформаторов), выбора схемы РУ, когда заданным техническим требования удовлетворяют  несколько схем.

 При выполнении  расчёта исключаем капиталовложения  на закупку генераторов и трансформаторов  СН, т.к. их типы одинаковы в  обоих вариантах.

Экономически  целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат

                                                           (3)

      где К – капиталовложения на сооружение электроустановки, у.е.;

             рн – нормативный коэффициент экономической эффективности

                     капиталовложений, равный 0,12;

             Иа – амортизационные отчисления;

             Ио – издержки на обслуживание;

             Ипот – потери.

 

  Капиталовложения на отдельное оборудование обоих вариантов представлены в табл. 2.1. При расчёте ОРУ 500 кВ учтено то обстоятельство, что при установке генератора на шины высокого и среднего напряжений стоимость ОРУ увеличивается на 30 %.

 

 

Т а б л  и ц а 2.1- Технико-экономическое сравнение

 

Оборудование

Первый вариант

Второй вариант

Стоимость единицы, млн.тг.

Количе-

Ство единиц, шт.

Общая стоимость, млн.тг.

Стоимость единицы, млн.тг.

Количе-

ство единиц, шт.

Общая стоимость, млн.тг.

ОРУ 500 кВ

530

1

530

530

1

530

ОРУ 220 кВ

370

1

370

370

1

370

ТДЦ-250000/ 500

650

4

2600

650

4

2600

ТДЦ-250000/220

550

2

1100

550

1

550

ТВМ-200

300

6

1800

300

6

1800


Окончание таблицы 2.1

 

АТДЦТН-500000/500

-

-

-

730

1

730

АТДЦТН-167000/500

400

3

1200

-

-

-

Общая стоимость, млн.тг.

 

7600

 

6580


 

Рассчитываются  годовые потери по формуле 4

                                             (4)

где ΔРхх – потери холостого хода;

      ΔРкз – потери короткого замыкания;

      Sн – номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

      Sм – максимальная нагрузка трансформатора;

      Т – число часов работы трансформатора, можно принять Т= 8760 час.

      τ – число часов максимальных  потерь, при Т = 5000 час., τ = 3500 час.

 

Потери в блочных трансформаторах ТДЦ-250000/220

Потери в блочных трансформаторах ТДЦ-250000/500

Потери в  автотрансформаторах связи АТДЦТН –500000/500 (для второго варианта)

Потери в  автотрансформаторах связи АТДЦТН – 167000/500 (для первого варианта)

 

 

 

 

 

 

 

 

Вариант 1

Вариант 2

Трансформатор

Потери 1 тр-ра, 103 кВт*ч

Кол-во

Стоимость кВт*ч

Всего в тг. 103 кВт*ч

Потери 1 тр-ра, 103 кВт*ч

Кол-во

Стоимость кВт*ч

Всего в тг. 103 кВт*ч

ТДЦ-250000/220

5799,17

2

11

127581,74

6337,537

1

11

69712,907

ТДЦ-250000/500

3344,03

4

11

147137,32

5872,72

4

11

147137,32

АТДЦТН – 500000/220

-

-

-

-

2571,53

1

11

28286,83

АТДЦТН – 167000/500

1221,59

3

11

40312,17

-

-

-

-

Итого,

в тг. 103 кВт*ч

315031,23

245137,057


 

 

Считается Hа и Но

Возьмем , что (Hа + Но)=(10-15)% от капитальных затрат

 

Для первого  варианта

 

(Hа + Но)=0,12*7600=912 млн.тг..

 

Для второго  варианта

 

(Hа + Но)=0,12*6580=789,6 млн.тг.

 

Подводится  общий итого всех затрат по формуле (3)

 

Для первого  варианта

 

млн.тг.

 

Для второго  варианта


млн.тг

Согласно  проведенному технико-экономическому сравнению исходя из расчёта затрат на сооружение системы нужно выбрать вариант № 1, так как разница в цене не большая, но второй вариант проигрывает по надежности и эксплуатации оборудования. Вследствие этого выбирается вариант № 1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Расчёт токов короткого замыкания

Для выбора и проверки электрических аппаратов  необходимо, прежде всего, правильно  оценить расчётные условия КЗ: составить расчётную схему, наметить места расположения расчётных точек  КЗ, определить расчётное время протекания тока КЗ и расчётный вид КЗ.

 Составим  расчётную схему , (которая представляет собой однолинейную электрическую схему проектируемой станции, в которую включены все источники питания и все возможные связи между ними и системой.

 Рассчитаем  сопротивления элементов, используя  данные задания и параметры  выбранных ранее трансформаторов  и генераторов.

 Расчёт  будет производиться в относительных  единицах. Принимаем Sб = 1000 МВ·А.

 


 

          



 

                     


                                   К1                                             К2



 


                                                
 



                                                       




             К3                                                           К4




                                        


 

Рисунок 3.1 – Расчетная схема

 

 

 

 

Рассчитываются  сопротивления по формулам

 

Для линии

                         (5)

где Худ – удельное сопротивление 1 км линии, равное 0,4 Ом.

       l – длина линии, 500 км;

       Uср.н.2 – средненоминальное напряжение, 525 кВ;

       n – число цепей, 2

.

 

Сопротивление системы по формуле

                                                             (6)

 

Трансформаторы блока (ТДЦ – 250000/220)

 

                                                         (7)

 

Трансформаторы  блока (ТДЦ – 250000/500)

 

Генераторы (ТВВ-200)

 

                                                           (8)

 

 

Для автотрансформатора АОДЦТН-167000/500

 

 

Схема эквивалентируется  до простейшей

 

 


                                                

 

 

                                                            

 

                                       


                                                             К2

                                        


 

                                                                          К1

 

 

                                           


 

                                                 К3                  

 

 

                                                 

 

Рисунок  3.2 – Результирующая схема замещения

 

 

 

 

Посчитаем токи КЗ для точки К1

Для этого  рассчитывается 

 Определяют 

   Определяют  схемы

    Принимают относительное значение  периодической составляющей тока  в месте повреждения за единицу ( ) и находят коэффициенты распределения, т . е. долю участия в токе КЗ каждого источника. На основании законов Кирхгофа можно записать

                                                   (9)

    Таким образом , используя коэффициенты распределения, можно по суммарному току в месте КЗ определить, как он распределится по ветвям. Правильность вычисления коэффициентов можно проверить по выполнению условия

       Учитывая, что токораспределение по ветвям должно оставаться неизменным, получаем

                                                            (10)

 

  Определение начального значения  периодической составляющей тока  КЗ по известной итоговой схеме  замещения не представляет затруднений

                                                                (11)

 

 

 

 Но для начала нужно найти  базисный ток по формуле (12)

                                                            (12)

    Теперь рассчитывается  периодическая составляющая по  формуле (11)

 

 Рассчитывается ударный ток по формуле (13)

                                                    (13)

  Для этого случая , а

 

Рассчитываются токи короткого  замыкания в точке К2

Для расчёта  токов короткого замыкания в  точке К2 необходимо посчитать базисный ток по формуле (12)

Теперь рассчитывается периодическая составляющая по формуле (11)

По формуле  (13), рассчитывается ударный ток

Рассчитываются  токи короткого замыкания в точке  К3 и К4

Считается базисный ток

 

 

Периодические составляющие

По формуле  (13), рассчитывается ударный ток

 

Т а б л и ц а 3.1 – Периодические токи

 

Точка

От генераторов 

От генераторов

От системы

Суммарный ток, кА

К1

1,92

1,1

0,6

3,62

К2

4,39

2,51

1,36

8,26

К3

42,08

24,06

13

79,14


 

 

Т а б л  и ц а 3.2 – Ударные токи

 

Точка

От генераторов 

От генераторов

От системы

Суммарный ток, кА

К1

5,36

3,07

1,68

10,11

К2

12,26

7,01

3,8

23,07

К3

117,53

67,2

36,31

221,04


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

            4 Выбор коммутационной аппаратуры

            Полный выбор выключателей, разъединителей, ячеек КРУ включает в себя  проверки по многочисленным критериям,  для использования которых необходимо  рассчитать не только периодическую  составляющую тока КЗ в начальный  момент времени и ударный ток  КЗ, но и следующие величины:

- периодическая  составляющая тока КЗ в момент  времени t$

- аппериодическая составляющая тока КЗ в момент времени t;

- процентное  содержание апериодической составляющей  тока КЗ;

- тепловой  импульс.

 

4.1 Выбор выключателей 

 

Выбор или проверка выключателей выполняется по следующим параметрам:

а) номинальное напряжение аппарата должно быть больше или равно напряжению установки

б) номинальный ток аппарата должен быть больше или равен току максимальному нагрузки

в) ток отключения  должен быть больше или равен току расчётному:

г) ток электродинамической стойкости аппарата должен быть больше или равен ударному току

д)термическая стойкость аппарата должна быть выше или равна термической стойкости, рассчитанной для точки короткого замыкания.

 

4.1.1 Выбор выключателей на генераторах мощностью 200 МВт

 

Рабочий ток протекающий в нормальном режиме через выключатель, вычислим по формуле

 

              При КЗ через генераторный  выключатель течет либо ток  КЗ от системы, либо ток КЗ  от генератора. Ток КЗ от генератора  больше, чем от системы. Поэтому  при выборе генераторного выключателя  в качестве параметра сети  принимается не суммарный ток  КЗ, а составляющая тока КЗ  от генератора.

 

 

 

 

Т а б  л и ц а 4.1 – Параметры выключателя

Тип

Iном, А

Uном, кВ

Iном, отк ,кА

Iтер, кА

iдин, кА

tтер , с

tоткл.п , с

               

МГУ

9500

20

90

87

300

4

0,2


 

Т а б ли ц а 4.2 – Проверка выключателей

Критерий выбора

Условие выбора

Параметры выключателя 

Расчетные значения

По номинальному напряжению

20 кВ

6 кВ

По номинальному току

9500 А

6780 А

По электродинамической стойкости

300 кА

117,53 кА

По отключающей способности

90 кА

42,08 кА

По термической способности


 

 

           4.1.2 Выбор выключателей высокого напряжения

           Для  начала необходимо рассчитать  рабочий ток

           В отличие от  генераторного выключателя,  через выключатели  РУ-ВН при коротком  замыкании течет  суммарный ток  от системы и  генераторов. Поэтому  при выборе данных  выключателей в  качестве параметра  сети принимается  суммарный ток  КЗ.

Выключатель   550PM40-20

 

Т а б  л и ц а 4.3 – Параметры выключателя

Тип

Iном, А

Uном, кВ

Iном, отк ,кА

Iтер, кА

iдин, кА

tтер , с

tоткл.п , с

               

550PM40-20

2000

500

40

40

138

2

0,2


 

Т а б л  и ц а 4.4 - Выбор выключателей 500 кВ

Критерий выбора

Параметры выключателя

Прамаетры сети

Условие выбора

По номинальному напряжению

Uн=500 кВ

Uэу=500 кВ

Uн= Uэу

По номинальному току

Iн=2 кА

Iраб.=0,27 кА

Iн> Iраб.

По отключающей способности

Iоткл.н.=40 кА

Iпо=3,62кА

Iоткл.н.> Iпо

По электродинамической  стойкости

iдин =138 кА

iуд = 10,11кА

Iдин> iуд

По термической способности

Iтер2*tтер

Bк=Iпо2*tотк

38000>15,73


 

Выключатель – 200SFMT40SE

       Рабочий ток

 

Т а б  л и ц а 4.5 – Параметры выключателя

Тип

Iном, А

Uном, кВ

Iном, отк ,кА

Iтер, кА

iдин, кА

tтер , с

tоткл.п , с

               

200SFMT40SE

1200

220

20

20

69

3

0,2