Описание главное электрической схемы.
⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 2 На ТЭЦ –400МВт предполагается установить четыре генератора типа ТВФ – 100 – 2. Два генератор типа ТВФ – 100 – 2 подключены по схеме блока генератор – трансформатор к сборным шинам 110 кВ, и два генератора присоединены к двум секциям ГРУ 10,5 кВ. Связь станции с системой осуществляется, на напряжение 110 кВ, двумя воздушными линиями. С шин ГРУ через групповые сдвоенные реакторы получают питание кабельные линии. В качестве топлива используют пылеуголь. На стороне 10,5 кВ (ГРУ) принята схема с одной системой сборных шин и секционным выключателем, и секционным реактором. Схема сохраняет все достоинства схем с одиночной системой шин, кроме того, авария на сборных шинах приводит к отключению только одного источника и половины потребителей, а вторая секция и все её присоединения остаются в работе. Достоинства: схема проста, наглядна, экономична, достаточно высокая надежность. Недостатки: при повреждении и последующем ремонте одной секции
На стороне 110 кВ принята схема две рабочие системы сборных шин с обходной. В этой схеме обе системы шин находятся в работе, при соответствующем фиксировании распределении всех присоединений. Такое распределение присоединений увеличивает надёжность схемы, так как при КЗ на шинах отключается шиносоединительный выключатель, и только половина присоединений. Если повреждения на шинах устойчивое, отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Схема с двумя
системами шин позволяет производить ремонт одной системы шин, сохраняя в работе все присоединения. В этой схеме можно использовать шиносоединительный выключатель для замены выключателя любого соединения. Достоинства: Схема является гибкой и достаточно надёжной. Недостатки: Отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединённых к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения. Повреждения шино-соединительный выключателей равноценно КЗ на обоих системах шин, т. е. приводит к отключению всех присоединений. Происходит большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ. Необходимость установки шиносоединительных выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ. На стороне 35 кВ применяется такая же схема, как и на стороне 10,5(ГРУ) и все её достоинства и недостатки присутствуют здесь. Так же на схеме предусмотрен пускорезервный трансформатор собственных нужд. Он получает питания от шин высшего напряжения (110 кВ). Подключён он к резервным шинам собственных нужд. Для обеспечения резервирования питания основных шин собственных нужд на проектируемом объекте.
1.4.Выбор секционных реакторов. Iном > 0,7 · IномG; 4000А> 0,7 · 6475 А; 4000А > 4532,5А где Iном – номинальный ток реактора, А; IномG – номинальный ток генератора, А. Выбираем реактор типа РБДГ-10-4000-0,18
1.5.Расчет токов короткого замыкания. Составляем расчетную схему ТЭЦ-400 МВт с указанием параметров всех элементов: Составляем расчетную схему ТЭЦ-400 МВт с указанием параметров всех элементов:
Рисунок 1.2. Расчетная схема ТЭЦ – 400 МВт. Выписываем данные. Система: Sном с=5800 МВ•А Uс = 110 кВ Xс=0,9 Ом/км Линии связи: n = 2 L = 115 км Худ = 0,4 Ом/км Трансформаторы Т1, Т2: Sном= 125 МВ•А Uк%=10,5 %
Sном = 63 МВА Uк%ВС=10,5% Uк%ВН =18% Uк% СН=7% Реактор: Iном = 4000 кА Хр = 0,18 Генераторы G1,G2 ,G4,G5: Sном= 117,5 МВ•А х”d = 0,183 Составляем схему замещения ТЭЦ – 400 МВт. Принимаем Sб=1000 МВА
Рисунок 1.3. Схема замещения ТЭЦ – 400 МВт.
Определяю сопротивление секционного реактора LR1:
Определяю сопротивление трансформаторов Т1 и Т2: Определяю сопротивление трансформаторов Т3 и Т4:
Определяю сопротивление линий электропередач:
Определяю сопротивление системы:
Упрощаем схему замещения:
Рисунок 1.4. Упрощенная схема замещения ТЭЦ – 400 МВт.
Упрощаем схему замещения:
Рисунок 1.5. Упрощенная схема замещения ТЭЦ – 400 МВт.
Упрощаем схему замещения:
Рисунок 1.6. Упрощенная схема замещения ТЭЦ – 400 МВт Упрощаем схему замещения: Рисунок 1.7.Итоговая схема замещения ТЭЦ-400 Мвт. Определяем токи короткого замыкания. Начальное значение периодической составляющей: Значение токов по ветвям:,
Определяем ударный ток. Значение Ку выбираем из таблицы 3.8,стр.150 Суммарный ток: Предполагаем к установке выключатель типа МГУ-20-90/9500 с собственным временем отключения равным 0,15 с. Определим расчетное время: Определяем периодическую составляющую тока КЗ в момент времени τ. Периодическая составляющая тока К.З. от энергосистемы рассчитывалась как поступающая в место К.З. от шин неизменного напряжения через эквивалентное результирующее сопротивление Х19.Поэтому она может быть принята неизменной во времени и равной:
Определяем номинальный ток для ветви генераторов G1,G2,G3,G4.
Отношение начального значения периодического значения тока кз от генераторов в точке к1 к номинальном току.
С помощью типовых кривых определяем затухание периодической составляющей тока К.З., стр.152 [3]. Суммарный ток: Определяем апериодическую составляющую. Суммарный ток: Результаты заносим в таблицу №1.3
Таблица 1.3
1.6.Выбор сдвоенных реакторов для отходящих линий 6,10 кВ. Определяем наибольший ток нормального режима по максимальной нагрузке одной линии потребителей, присоединенных к ветвям реакторов: Imax 1кл= Рнагр.maх / (√3•n•Uср•cosϕнагр), А Предполагаем к каждой ветви присоединить 3 потребительских линий по Imax 1кл=945,06 А. Определяем наибольший ток нормального режима одной ветви реактора: Iв норм.= 3 · Imas 1кл, А Iв норм = 3 •945,06 = 2835,18 А Определяем наибольший ток в послеаварийном или ремонтном режиме при отключении одной из потребительских линий, присоединенных к ветви реактора: Iв max = Iв норм • n/(n-1), А Принимаем к установке 2 сдвоенных реактора типа РБСДГ – 10 – 2 х 2500 – 0,14У3
Выбор электрооборудования в цепи генератора присоединенного к ГРУ 10,5кВ. Для выбора электрических аппаратов, токо
Iнорм – наибольший ток нормального режима; Imax – наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима.
Выбор выключателей и разъединителей. Принимаем выключатель типа МГУ-20-90/9500У3, разъединитель типа РВР- 20/8000У3
Таблица 1.4
Выключатель МГУ-20-90/9500У3 имеет ПС-31привод. Для разъединителя принимаем привод типа ПЧ-50. Сравнивая каталожные данные выбранных аппаратов с расчетными значениями видим, что выключатель МГУ-20-90/9500У3 и разъединитель РВР- 20/8000У3 удовлетворяют условиям термической и динамической стойкости.
Выбираем трансформатор тока типа ТШВ-15 и заносим его данные в таблицу 1.5. Таблица 1.5
Нагрузка измерительной обмотки S2ном = 30 В·А; I2тер • tтер= (20 •8)2 •3=76800 кА2 • с Проверяем трансформатор тока на термическую стойкость: I2тер·tтер ≥ Вк; ТА удовлетворяет термической стойкости. Проверяем ТА по вторичной нагрузке. Для проверки допустимой нагрузке вторичной обмотки ТА составляем таблицу 1.6 подключаемых приборов с указанием потребляемой ими мощности.
Таблица 1.6
Определяем нагрузку Sприб.ТА наиболее загруженной фазы. Sприб. = 11,8 В·А Находим общее сопротивление приборов наиболее загруженной фазы по формуле: rприб. = zприб.= Sприб. / I22ном., Ом rприб. = zприб.= 11,8/ 52 = 0,472 Ом Определяем сопротивление вторичной обмотки ТА из выражения: r2ном = Sном. / I22ном., Ом r2ном = 30 / 52 = 1,2 Ом
rпр.= z2ном. - rприб.- rк; Ом rпр.= 1,2 – 0,472- 0,1 = 0,628 Ом где: z2ном = r2ном - сопротивление вторичной обмотки ТА; Ом rприб - сопротивление приборов; Ом rк - сопротивление контактов; Ом rпр. – допустимое сопротивление соединительных проводов; Ом Принимаем во вторичных цепях ТА контрольный кабель с ПВХ изоляцией, с Медными жилами. Определяем сечение проводов по формуле:
q = q = где: q – сечение провода, мм2 ρ – удельное сопротивление материала провода, (Ом·мм2)/ м [1] стр.374 rпр. - допустимое сопротивление соединительных проводов; Ом 𝒍расч. – ориентировочная длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец), м [1] стр.375 и рис. 4.106 [1] стр.374. Согласно ПУЭ по условию механической прочности во вторичных токовых цепях сечение медных проводов должно быть не менее 2,5 мм2 (сечение алюминиевых проводов не менее 4 мм2), поэтому принимаем контрольный кабель КВВГ 4х2.5. Определяем фактическую нагрузку на вторичной обмотке ТА: r |пр. = ρ·𝒍расч. / qстанд. = 0,0175·60/1,67 = 0,62 Ом r |2 = r |пр. + rприб + rк = 0,62+0,472+0,1 = 1,192 Омr2ном> r |2 ; 1,2> 1,19. При выполнении этого условия следует, что выбранный ТА проходит по вторичной нагрузке, т.е. выбран правильно. Выбор трансформаторов напряжения. В цепи генератора присоединенного к ГРУ принимаем к установке измерительный трансформатор напряжения типа НТМИ-10-66, данные которых заносим в таблицу №1.7
Для определения мощности, потребляемой КИП, подключенными к выбранному ТV, составляем таблицу №1.8 Таблица 1.8
Исходя из расчетов, имеем: Sприб = 47,5 В·А < ΣS2ном = 120 В·А в классе точности 0,5, необходимом для подключения расчетных счетчиков. Условие проверки ТV по вторичной нагрузке выполнено. ТV выбран правильно. Выбор ошиновки (жесткие шины). Производим выбор сечения шин по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах равной току наиболее мощного присоединения.
Imax= 6800,86 А Принимаем по таблице П 3.4 или П 3.5 [1] шины коробчатые, сечением 3435 мм2, алюминиевые 200х90х10х14 мм2, Iдоп.ном. = 7550 А С учетом поправочного коэффициэнта на температуру К= 0,94 [3], П. 3.8 определяем: Iдоп = 7550 • 0.94 = 7097 А При этом должно выполняться условие: Imax ≤ Iдоп. = 6800,86 А < 7550 А Шины выбраны верно. Проверка сборных шин на термическую стойкость. где tоткл.= 4с для цепей генераторов мощностью 60 МВт и более (время действия релейной защиты. Та – постоянная времени цепи КЗ (стр.191 [1]) Минимальное сечение шин по условию термической стойкости определяется по формуле: где С – функция, значение которой приведены в табл. 3.14 стр. 192 [1] 901 < 3435 Шины термически стойки. Проверка сборных шин на электродинамическую прочность. Расчет проводим без учета колебательного процесса в механической конструкции, так как шины коробчатого профиля обладают большим моментом инерции. Принимаем, что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления Wу0-у0=422 см3. σ max= 2.2 • { (i2уд • l2)/ a• Wу0-у0} • 10-8, МПа = 2.2 • {(2063102 • 22)/0.8 • 422} • 10-8 = 11,09 Мпа где iуд – суммарный ток на сборных шинах, А σф max– напряжение в материале шин от взаимодействия между фазами, Мпа Принято: l = 2м (длина пролета между изоляторами) а = 0.8 м (расстояние между фазами) σрасч. = σф max < σдоп., где σдоп.- допустимое напряжение материала, МПа шины механически прочны.
Выбор изоляторов. Выбор опорных изоляторов. Выбираем опорные изоляторы типа ИО-10-3,75УЗ,разрушающая нагрузка на изгиб Fразр.=3,75кН; высота изолятора Низ.=120 мм (табл.5.7 справочник) Проверяем изоляторы на механическую прочность. Определяем максимальную силу, действующую на изгиб (табл. 4.3 стр. 227) [1]: Fи = 1.62 • {(i2уд • l)/ a} • 10-7 = 1.62 • {(2063102 • 2/0.8} • 10-7 = 17238,34 Н
где а = 0.8м – расстояние между фазами l = 2м – длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции. Поправка на высоту коробчатых шин: kh = Н/Низ = (Низ + с + h/2) = (120+10+200/2)/120 = 1,37 Низ = 120-высота изолятора, мм С,h- размеры шин коробчатого сечения, мм Определяем силу, действую на изолятор: Fрасч = kh* Fи, кН = 1,37 • 17238,34= 23,6 кН
![]() ![]() ![]() ![]() Fрасч. =23,6< Fдоп=25,5 поэтому изоляторы приняты. Выбор проходных изоляторов. Выбираем проходной изолятор типа ИП-10/8000 [4]. Uном = 10 кВ; Iном = 8000 А> Imax=6800,86 А;Fразр.=42,5кН. Проверяем изоляторы на механическую прочность: Fрасч = 0.5 Fи, кН = 0.5 • 17,23 =8,61к Н Fдоп = 0.6 Fразр, кН = 0.6 • 42,5 = 25,5 кН Fрасч. < Fдоп.,поэтому изоляторы принимаются. Выбор ОПН. Выбираем ОПН – 10 – УХЛ1 Выбор оборудования по номинальным данным в виде таблицы перечня элементов Выбор оборудования на стороне 110 кВ. Определяем максимальный ток по формуле стр.213 [1]. По номинальному току выбираем выключатель ВМТ-110Б-20 и разъединитель РНД-110Б/1000У1 а так же трансформатор тока ТФЗМ-110-У1, данные заносим в таблицу 1.9
Таблица 1.9
Таблица 1.10
3. Выбор ошиновки. Выбор производим по допустимому току с учетом Imax = 864,42 А Принимаем провод марки АС-500/27 Iдоп.= 960 А С учетом поправочного коэффициента на температуру 0,94 Iдоп.= 902,4А Выбор ОПН. Выбираем ОПН – 110 – У1 Выбор оборудования на стороне 35 кВ. По номинальному току выбираем выключатель ВВК-35Б-20 и разъединитель РВ-35/1000-У3, а так же трансформатор тока ТПОЛ-35, данные заносим в таблицу 1.11.
По установленному напряжению принимаем измерительный трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65У1 и данные заносим в таблицу 1.12. Таблица 1.12
Выбор ошиновки. Выбор производим по допустимому току с учетом Imax = 777,18 А Принимаем шины прямоугольного сечения алюминиевые шины 60х6 Iдоп.= 870 А
Выбираем ОПН-35У1 Выбор оборудования на стороне 6,3 кВ. По номинальному току выбираем выключатель ВЭМ-6-20 и данные заносим в таблицу1.13 Таблица 1.13
Выбор трансформатора тока На напряжение 6,3 кВ выбираем трансформатор тока типа: ТПОЛ-10-У3 и его данные заносим в таблицу 1.14 Таблица 1.14
Выбор трансформатора напряжения На напряжение 6,3 кВ выбираем трансформатор напряжения типа: НОМ-6-77У4 и его данные заносим в таблицу 1.15 Таблица 1.15
В системе собственных нужд на напряжение 6,3 кВ предусматриваем ячейки и шкафы КРУ типа К-104. Данные заносим в таблицу 1.16 Таблицу 1.16
Выбор ошиновки Выбор производится по допускаемому току с учетом Выбираем прямоугольные алюминиевые шины размером 80 С учетом поправочного коэффициента 0,94
Для связи генераторов с блочными трансформаторами предусматриваем экранированные токопроводы генераторного напряжения типа ГРТЕ-10-8550-250. Основные параметры заносим в таблицу 1.16.
Таблица 1.1
Воспользуйтесь поиском по сайту: ![]() ©2015 - 2025 megalektsii.ru Все авторские права принадлежат авторам лекционных материалов. Обратная связь с нами...
|