Дипломная работа: Проектирование открытого распределительного устройства тепловой электростанции мощностью 200 мегаватт

Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм² по условию механической прочности [4], номинальное напряжение обмоток:

_в=110000/, В; ₂=100/, В; _{2 доп}=100, В.

Рис. 4.2. Схема подключения измерительных приборов на сборных шинах 110 кВ.

Таблица 4.5. Сравнение расчетных и каталожных данных

5. Выбор схемы собственных нужд ТЭЦ

Потребители СН делятся на блочные и общестанционные. Блочные потребители питаются от ТСН блоков, а общестанционная нагрузка равномерно распределяется между блоками.

Напряжение сети собственных нужд на проектируемой ТЭЦ принимается равным 6/0,4 кВ.

Питание собственных нужд выполняется подключением ТСН между генератором и блочным трансформатором, со стороны повышающего трансформатора.

Распределительное устройство собственных нужд 6 кВ выполняется с одной секционированной системой сборных шин, блоки имеют по одной секции.

Рабочие трансформаторы собственных нужд (ТСН) ТЭЦ присоединяются к шинам генераторного напряжения.

Число РТСН при наличии генераторных выключателей -1, резервный ТСН присоединяется отпайкой от блока.

Рис 5.1. Схема собственных нужд 6 кВ.

Питание потребителей собственных нужд 0,4 кВ осуществляется через трансформаторы собственных нужд 6/0,4 кВ, от секций РУ с.н. 6 кВ проектируемой ТЭЦ.

Схема собственных нужд ТЭЦ приведена на рисунке 5.1.

5.1 Выбор трансформаторов собственных нужд ТЭЦ

Номинальная мощность рабочих трансформаторов собственных нужд (ТСН) выбирается в соответствии с их расчетной нагрузкой, при этом перегрузка рабочих ТСН - недопустима.

Номинальная мощность резервного трансформатора собственных нужд принимается равной ТСН.

Перечень и мощности нагрузок собственных нужд блока 63 МВт даны в таблице 5.1, согласно [3].

Таблица 5.1. Нагрузка собственных нужд пылеугольного блока 63 МВт.

Расчетная нагрузка собственных нужд блока 63 МВт равна:

S_расч=5930 кВА;

Номинальная мощность рабочего ТСН:

S_ном?S_расч;

Выбирается рабочий ТСН типа ТМНС - 6300/10.

Расчетная нагрузка трансформаторов собственных нужд 6/0,4 кВ определяется по формуле:

S_расч=0,7P₁+0,35P₂+0,15P₃+0,85P₄,

где:

P₁ - суммарная мощность постоянно работающих двигателей, кВт;

P₂ - суммарная мощность периодически работающих двигателей, кВт;

P₃ - суммарная мощность мелких двигателей, кВт;

P₄ - суммарная мощность отопления и обогрева, кВт.

Для пылеугольного блока 63 МВт, мощности указанных групп электродвигателей по [8] равны:

P₁=750 кВт, P₂=890 кВт, P₃=470 кВт, P₄=100 кВт.

таким образом:

S_расч=0,7750+0,35890+0,15470+0,85100=992 кВт.

В соответствии с расчетной нагрузкой, выбираю трансформатор собственных нужд 6/0,4 кВ типа ТМС - 1000/6,3

Паспортные данные выбранных трансформаторов собственных нужд приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2. Паспортные данные трансформаторов собственных нужд [5]

6. Выбор основного электротехнического оборудования цепи линий местной нагрузки и собственных нужд

Таблица 6.1 Выбор генераторного выключателя и разъединителя на 10,5 кВ:

МГУ-20-90/6300 У3 - маломасляный генераторный выключатель, для установки в районах с умеренным климатом.

РВРЗ-20/8000-М - разъединитель для внутренней установки, рубящего типа, с заземляющими ножами.

Выбор выключателя и разъединителя в схеме собственных нужд 6,3 кВ.

В схеме с.н. предполагается установка КРУ с выключателями ВЭ-6-40/1600 У3.

Ток одной секции с.н.:

I_max = P_секции/(·U_ном·cosj) = 992/(·6,3·0,87) = 104,5 А.

Выбор сведён в таблице 6.2.

Таблица 6.2

ВЭ-6-40/1600У3 - выключатель электромагнитный, для установки в районах с умеренным климатом.

Выбор линейных реакторов в цепи линий местной нагрузки:

Максимальный ток одной ветви реактора определяется из мощности местной нагрузки и количества присоединений:

I_max = S_1л / (U_н) = 9,5810³/10,5 = 526,76 А;

где S_1л=S_мн/n_л=57,47/6=9,58 МВА

n_л - кол-во присоединений

Рис. 6.1. Схема подключения местной нагрузки.

Ток термической стойкости кабеля:

I_тер= ,

гдеС = 90 Ас^1/2/мм² - функция от U_ном, типа и материала жил кабеля;

s = 95 мм² - сечение жилы кабеля;

t_откл = 0,095 с - время отключения к.з.;

Т_а = 0,003 с - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з.

I_тер = = 27311,97 А;

За наименьший ток принимаем I_тер кабеля.

Результирующее сопротивление без реактора:

Х_рез = U_ср/I_по = 10,5/63,14 = 0,1 Ом;

где I_по=I_пос(к2)+I_пог(к2)=33,29+29,85=63,14 кА.

Требуемое сопротивление цепи к.з. из условия обеспечения номинальной отключающей способности выключателя:

Х_{резтреб} = U_ср/I_тер = 10,5/27,3 = 0,22 Ом;

Требуемое сопротивление реактора:

Х_{р треб} = Х_{резтреб} - Х_рез = 0,22 - 0,1 = 0,12 Ом;

Выбираем реактор РБДГ - 10 - 2500 - 0,25 У3 с параметрами:

U_ном = 10 кВ; I_ном = 2150 А;

Х_р = 0,25 Ом; i_max = 49 кА; I_тер = 19,3 кА; t_тер = 8 с.

Результирующее сопротивление цепи с учетом реактора:

Х'_рез = Х_рез + Х_р = 0,1 + 0,25 = 0,35 Ом;

Фактическое значение I_по:

I_по = 10,5/0,35 = 17,32 кА.

Проверка стойкости реактора в режиме к.з.

Электродинамическая стойкость: i_у <i_дин

i_у = I_поk_у = 17,321,96 = 48,01 кА< 49 кА - выполняется.

Термическая стойкость:

Завод гарантирует время термической стойкости t_тер = 8 с и среднеквадратичный ток термической стойкости I_тер = 19,3 кА.

Условие:

В_{к зав} = 19,3² 8 = 2979,9>В_красч = I_по² (t_отк + Т_а) = 17,32² (0,08 + 0,23) = 92,99 кА²с - выполняется.

Остаточное U на шинах ГРУ при к.з. за реактором:

U_ост% = ==75 % > (55-60)%

Потеря напряжения:

Дu_р% = = = 1,13 %.

Дu_р% < 2% удовлетворяет условию.

На присоединениях местной нагрузки предполагается установка КРУ с выключателями ВЭ-6-40/1600 У3.

Таблица 6.3 Выбор выключателя и разъединителя в цепи местной нагрузки

7. Выбор токоведущих частей цепи линий местной нагрузки и собственных нужд

7.1 На напряжение 10,5 кВ

Токоведущие части от выводов генератора до распределительного устройства генераторного напряжения выполняется, пофазно-экранированым токопроводом типа ГРТЕ-10-8550-250. [4]

Проверка выбранного токопровода приведена в таблице 7.1.

Таблица 7.1. Расчетные и каталожные данные

Комплектация токопровода ГРТЕ-10-8550-250:

- трансформатор напряжения типа ЗНОМ-10,

- встроенный трансформатор тока типа ТШ-20-10000/5,

- тип опорного изолятора ОФР-20-375с.

Все токоведущие части РУ-10,5 кВ, включая сборные шины, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами коробчатого сечения. [4]

Выбор производится по допустимому току:

_max=Р_м.н/(U_номcos0,95)=16667/(10,50,870,95)=1108,83 А.

Предварительно принимаются шины алюминиевые, коробчатого сечения по [5] типа 2(75355,5) мм, сечением 2х695 мм², _доп=2670 А.

Таким образом, условие:

_max=1109 _доп=2670 А - соблюдается.

Сборные шины проверяются на термическую стойкость:

суммарный ток _п0=46,02 кА, тогда:

В_к=_п0²(_отк+Т_а)=46,02²(4 + 0,185)=8863,162 кА²с,

где:

_отк=4 с. по [9],

Т_а=0,185 - для сборных шин 10 кВ, [4].

Минимальное сечение по условию термической стойкости:

q_min=1000/с =1000/ 90 =1046,04 мм²

следовательно, условие

q_min=1046 мм²q_ш=2695=1390 мм² - соблюдается.

Проверка сборных шин на механическую прочность.

Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому расчет производится без учета колебательного процесса в механической конструкции. При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетная формула имеет вид: [6]

_расч==8,66 МПа;

условие:

_расч=8,66 МПа _доп=75 МПа, [9] - выполняется, выбранные шины проходят по условию механической прочности.

7.2 Выбор токоведущих частей РУ С.Н. - 6 кВ

Сечение шин принимается по наибольшему току самого мощного рабочего трансформатора собственных нужд 6 кВ:

_тсн=_тсн/(_ном)=6300/(6,3)=577,35 А.

Принимаем алюминиевые двухполосные шины сечением 159 мм².

Проверка шин на термическую стойкость:

температура шин до короткого замыкания:

_н=₀+(_доп.дл- _{0 ном})_max/_доп=25+(70-25) 577,35/855=55,39С,