Курсовая работа (т): Разработка электротехнических решений для ГАЭС, установленной мощностью 200 МВт

Проверка на 10% полную погрешность токовых цепей РЗ по кривым предельных кратностей

Для токовых защит с независимой характеристикой выдержки времени кратность составит:

Кmax.1 = 1,1·Iп.о/I1.н (42)

где 1,1 - коэффициент, учитывающий увеличение кратности первичного тока по сравнению с кратностью вторичного тока, вследствие 10% погрешности ТТ.

Кmax.1 =1,1·9820/400 = 27 (принимается ТТ с предельной кратностью 20)

Из кривых предельных кратностей ТТ находим Zн.доп.1=1,2 Ом (в классе точности 10Р) и Zн.доп.2=1,2 Ом (в классе 0,2S) - допустимое значение сопротивления вторичной нагрузки.

Условие: Zн.расч<Zн.доп,

где Zн.расч -сопротивление вторичных цепей.

Определяем вторичную нагрузку. Сопротивление соединительных проводов:

rпр = l/j·S, (43)

где l - длина провода от ТТ до зажимов вторичных устройств, м;- сечение провода, мм2;- удельная проводимость для меди равна 57 м/(Ом*мм2).

Расчёт по (43)

rпр= 100/57*4,0=0,43 (Ом),

Для схемы соединения ТТ и реле защиты «звезда» вторичная нагрузка в наиболее загруженных фазах А и С:

н.расч.1=2rпр+rр+rип+rконт, (44)

где rр - сопротивление аппаратуры РЗ (по каталогу), Ом;ип - сопротивление измерительных приборов (по паспорту), Ом;конт- переходное сопротивление контактов, Ом.н.расч.1=2·0,43+0,05+0,1+0,15=1,16 (Ом),

Условие: Zн.расч<Zн.доп.1 - выполняется: 1,16<1,2 (Ом)

Вывод: трансформаторы тока ТОГФ-330 удовлетворяют требованиям ε<10%.

Проверка надёжной работы реле при максимальном значении тока КЗ

Для определения максимальной токовой погрешности fmax используется зависимость А=ψ(f). Коэффициент А:

А=Кmax.1 /Кном , (45)

А=27 /20 =1,35

По графику А=ψ(f) (рис. 12, /16/ для А=1,35 находим максимальную токовую погрешность fmax=30% что меньше допустимых 80% для цифровых реле защиты.

Проверка по условию предотвращения опасных перенапряжений во вторичных цепях ТТ и защиты при максимальных значениях тока КЗ

Максимальное вторичное напряжение:

.max=√2∙kу∙kmax∙I2. ном∙Zн.расч, (46)

где kу - ударный коэффициент тока КЗ (табл.45.5, /14/);. ном - номинальный вторичный ток ТТ, А..max= √2∙1,78∙27∙5∙1,16=394(В)

Условие U2.max=394< U2.доп=1000 (В) выполняется.

Проверка по режиму трёхфазного короткого замыкания

Трансформатор тока устойчив к термическому действию токов КЗ при соблюдении условия: .

Трансформатор тока устойчив к динамическому воздействию токов КЗ при соблюдении условия: .

Выбор и проверка трансформаторов тока в цепи генератора и в РУСН-6 кВ аналогичны приведённым для РУ-330 кВ и, для сокращения объёма текстовой части, не приводится.

Выбор трансформаторов напряжения наружной установки на шинах РУ-330 кВ.

Номинальное напряжение ТН должно соответствовать номинальному напряжению установки:н.ТН=330= Uн.уст=330 (кВ)

Номинальное напряжение вторичной обмотки Uн.2=100 В.

Схемы соединения обмоток и класс точности:

«звезда с выведенной нейтралью» - первичная обмотка с емкостным делителем напряжения 330 кВ;

«звезда» - вторичная обмотка учёта электроэнергии - 0,2S;

«звезда» - вторичная обмотка для устройств РЗ и А, измерений - 0,5;

«открытый треугольник» (фильтр 3U0) - РЗ и А - 3Р.

Предварительно примем трансформатор напряжения ёмкостный типа НДЕ-330-У1.

Вторичная нагрузка складывается из мощности обмоток следующих приборов:

ЩП120 - цифровых ватт- и варметров - 2хSном=10ВА;

Н-348 и Н-344 - регистрирующие ваттметр и вольтметр - 2хSном=10ВА;

Е-849/1-6 - преобразователь активной и реактивной мощности - Sном=1,5ВА;

Е-855/1-М1 - преобразователь напряжения - Sном=1,2ВА;

ПСЧ-4ТМ.05Д - счётчик активной и реактивной электроэнергии -Sном=2,3ВА.

Цифровых реле защиты - 2хSном=10ВА.

Суммарная нагрузка вторичной обмотки составит S2Σ=65 ВА

(ВА), следовательно мощность вторичной обмотки ТН выбрана верно.

Выбор и проверка трансформаторов напряжения в цепи генератора и в РУСН-6 кВ аналогичны приведённым для РУ-330 кВ и, для сокращения объёма текстовой части, не приводится.

9.3 Выбор ошиновки распределительных устройств

Ошиновка современных распределительных устройств может выполняться заводом-изготовителем электротехнического оборудованияи поставляться комплектно в собранном или в готовом (узлами, блоками) к сборке виде. В таком случае выбор и проверка осуществляется по условиям, сформулированных для аппаратов. Ошиновка распределительных устройств также может выполняться на месте монтажа. Такая ошиновка подразделяется по конструктивному исполнению на гибкую или жёсткую. Это определяет порядок расчёта в соответствии с рекомендациями /13/.

Гибкая ошиновка выполняется голым проводом с креплением на изоляторах и подвесных гирляндах и применяется на открытых распределительных устройствах.

При проектировании необходимо выбрать марку провода и количество проводов на фазу, а также подобрать количество изоляторов в гирляндах в зависимости от механической нагрузки и степени загрязнения атмосферы.

С учётом необходимости сокращения площади РУ на ГАЭС проектом принимается жёсткая ошиновка комплектного блочного ОРУ-330 кВ, выполняемая из трубчатых алюминиевых шин на изолирующих шинных опорах. Короткие перемычки между аппаратами, а также ошиновка силовых трансформаторов выполняются гибкими. Применение жёсткой ошиновки экономит до 25% финансирования и 15% площади РУ.

Ошиновка цепи генераторов - комплектные экранированные токопроводы 20кВ.

Ошиновка РУСН-6 кВ - жёсткая, входит в состав ячеек КРУ-6 кВ.

Выбор проводников ошиновки по нагреву током в продолжительном режиме осуществляется по условиям:

;

Для ошиновки ОРУ-330 кВ примем и комплект жёсткой ошиновки марки ОЖК.330.3150 (ШНК-13600-330/3150УХЛ1; ШН-550-330/3150УХЛ1) с номинальным током 3150 и напряжением 330 кВ:

.

На спусках к аппаратам и в цепи блочных трансформаторов принимается стандартный провод марки 2хАСКП-300/39:

Цепи 11 кВ генераторов Г1…Г4 и силовых трансформаторов Т1… Т2 выполняются комплектным экранированным токопроводом ТЭНЕ-СЭЩ-20-12500-400У1:

.

Ошиновка комплектного распределительного устройства КРУ-СЭЩ-70-10, применяемого в РУСН-6 кВ имеет следующие параметры:

.

Проверка выбранных проводников по режиму КЗ

Проверка комплектных ошиновки и шинопроводов осуществляется аналогично проверке аппаратов (см. раздел 1.8.1):

;

Проверка комплектной ошиновки РУ-330 кВ

;

 - условиям проверки удовлетворяет.

Проверка комплектного шинопровода 11 кВ в цепи генераторов:

;

 - условиям проверки удовлетворяет.

Термический импульс в точке К2 по (39)

Проверка токоведущих частей КРУ-10 кВ РУСН-6 кВ:

;

 - условиям проверки удовлетворяет.

Термический импульс в точке К3 по (39)

Сечение проводников некомплекной ошиновки должно быть не меньше минимально допустимого, отвечающего термической стойкости Smin:

, (47)

где Ст - параметр по табл. 8.4. /13/.

Для участков РУ-330 кВ, выполненных гибким проводом:

, условие выполняется.

По электродинамической стойкости гибкие проводники, закреплённые на опорных изоляторах и выводах аппаратов, проверке не подлежат в виду того, что применяется гибкий провод, деформации которого под действием тока КЗ допустимы. Электродинамические воздействия на изоляторы комплектной ошиновки РУ-330 кВ от гибких перемычек учтены заводом-изготовителем в общем параметре тока электродинамической стойкости:

.

10 Оценка капитальных затрат на реализацию проекта

Для оценки капитальных затрат на данном этапе проектирования удобно воспользоваться укрупнёнными показателями стоимости.

Капитальные затраты на реализацию проекта определяются по формулам:

=KВЛ+KГАЭС, (48)

, (49)

, (50)

где  - удельные капиталловложения в строительство ГАЭС, млн. руб./кВт/18/;

 - укрупнённая стоимость строительства 1 км воздушной ЛЭП,

млн.руб./км (табл.1, /17/) ;

 - длина двухцепной ЛЭП 330 кВ на стальных свободностоящих опорах, км.

Расчёт по (48)…(50):

(млн. руб);

(млн. руб);

K=308,65+12·103=12,309·103 (млн. руб.) ≈ 12,31( млрд. руб.)

Заключение

При проектировании рассмотрены местные условия для строительства ГАЭС, выбрано место строительства, технологическая схема, на основании анализа графика нагрузки энергосистемы Калининградской области выбрана установленная мощность, с учётом существующей схемы нормального режима энергосистемы выбрана точка присоединения к энергосистеме и схема выдачи мощности, разработаны основные решения по электротехнической части ГАЭС с применением унифицированных схем, современных серийно выпускаемых аппаратов. Конструктивное исполнение главной схемы предусматривает применение комплектных распределительных устройств, ошиновки, шинопроводов, поставляемых готовыми к сборке компактными узлами и блоками, что позволяет уменьшить сроки строительства, увеличить надёжность, сократить площадь застройки и элекропомещений, обеспечить удобство обслуживания. Выбор аппаратов и проводников производился с учётом практики и методики проектирования аналогичных объектов, на основании действующих нормативных технических документов.

Основные технические решения проекта:

выдача мощности по двум ЛЭП 330 кВ на узловую подстанцию

ПС О-1 «Центральная»;

два укрупнённых блока 2х50 МВт с обратимыми гидрогенераторами;

напряжение РУВН - 330 кВ, схема - «четырехугольник»;

генераторное напряжение - 11 кВ, схема - блок «генератор-трансформатор»;

напряжение РУСН - 6 кВ, схема - «одна секционированная выключатеелм система шин».

Список использованных источников

1. Гидроаккумулирующие электростанции / Бабурин Б.Л. [и др.] - М.: Энергия, 1978

. Гидроэнергетические установки: Учебник для вузов / Щавелев Д.С. [и др.] - Л.: Энергоиздат, 1981

. Географический атлас Калининградской области / гл. ред. Орлёнок В.В. - Калининград: Изд-во КГУ; ЦНИТ, 2002

. Калининградская область. Общегеографическая карта. ФГУП «Балт АГП». 2014

. Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Калининградской области на 2013-2018 годы. Приложение к приказу Министерства развития инфраструктуры Калининградской области от 30 апреля 2013 года № 45

. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020г.

распоряжение № 215-р от 22.02.2008г. Правительства Российской Федерации.

. Гидравлические турбины [Электронный ресурс]: ОАО Силовые машины - Режим доступа: http://www.power-m.ru

. Правила устройства электроустановок. - 7-е изд. - М.: НЦ ЭНАС, 2006.

. СО 153-34.20.161-2003. Рекомендации по проектированию технологической части гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций. - М.: НЦ ЭНАС, 2003

. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989

. ГОСТ 14209-97 Руководство по нагрузке силовых трансформаторов

. Балаков Ю.Н. Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для вузов / Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. - 2-е изд. Стереотип. - М.: Издательский дом МЭИ. 2006

. РД 153-34.0-20.527-98 Руководящие указания по расчёту токов короткого замыкания и выбору электрооборудования. - М.: НЦ ЭНАС, 2006

. Электротехнический справочник: в 4 т. Т.3. Производство, передача и распределение электрической энергии / Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. - М.: Издательство МЭИ, 2004

. Электрическая часть станций и подстанций / Васильев А.А. [и др.] - М.: Энергоатомиздат, 1991

. Трансформаторы тока в схемах релейной защиты. - М.: НТФ «Энергопресс», 1998

. Укрупнённые стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35-750 кВ

. Роль гидроэнергетики [Электронный ресурс]: ОАО «Русгидро» - Режим доступа: http://www.rushydro.ru

Приложение 1

Технические данные генератора

Таблица 1 - Технические данные генератора

(данные табл. 2.2 /10/)