Электрическая часть ТЭЦ
Выбор генераторов, трансформаторов и варианта схемы проектируемой станции (ТЭЦ). Выбор и обоснование упрощенных схем распределительных устройств разных напряжений. Выбор комплектного токопровода. Описание конструкции распределительного устройства.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 10.05.2013 |
| Размер файла | 356,2 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЬЕДИНЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ "БЕЛЭНЕРГО" УЧРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ "МИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ"
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по дисциплине " Электрическое оборудование электрических станций и подстанций"
Тема: Электрическая часть ТЭЦ
Разработал учащийся группы: А2-09
Руководитель: Питаленко А.И.
2012
Содержание
- 1. Введение
- 2. Выбор генераторов
- 3. Выбор двух вариантов схем на проектируемой электростанции
- 4. Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции
- 5. Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции
- 6. Выбор и обоснование упрощенных схем распределительных устройств разных напряжений
- 7. Выбор трансформаторов собственных нужд
- 8. Расчет токов короткого замыкания
- 9. Выбор аппаратов
- 9.1 Выбор выключателей и разъединителей в цепи блока с генератором 200 МВт, работающего на шины 110 кВ.
- 9.2 Выбор выключателей и разъединителей в цепи генератора типа ТВВ-200-2.
- 10. Выбор токоведущих частей
- 10.1 Выбор сборных шин 110кВ
- 10.2 Выбор комплектного токопровода
- 11. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов
- 12. Описание конструкции распределительного устройства
- 13. Список используемой литературы
1. Введение
В настоящее время в эксплуатации находится значительная часть так называемых "упрощенных" ПС на переменном оперативном токе с напряжением на низкой стороне 6-10 кВ, построенных ранее и эксплуатируемых на протяжении 20-30 лет и более. Установленные на таких ПС масляные выключатели не только устарели, но и выработали свой нормальный ресурс, а часть их просто пришла в негодность. Т.о. очевидно, что указанные выключатели требуют массовой замены.
10 октября 2006 г. на заседании Президиума Совета Министров Республики Беларусь рассмотрен вопрос хода подготовки народного хозяйства и населения к работе в зимних условиях.
В конце июня текущего года вышли распорядительные документы правительства, Минэнерго и концерна "Белэнерго" по организации этой работы на предприятиях, в организациях и филиалах энергетической отрасли. На Президиуме Совмина РБ энергетики доложили членам правительства, что основная работа по подготовке к осенне-зимнему периоду завершена;
отремонтировано более 80% тепломеханического и 85% электротехнического оборудования согласно годовому графику ремонтов;
заменено, реконструировано и построено 85% запланированного объема тепловых сетей, а до конца года объем обновления теплосетей составит 191 км;
перевыполнено задание правительства по закладке в резерв топочного мазута;
созданы необходимые запасы местных видов топлива на Осиповичской мини-ТЭЦ и Бобруйской ТЭЦ-1;
подготовлены к возможным чрезвычайным ситуациям дизельные электростанции энергосистемы, завершается восстановление поврежденных кабельных линий;
токопровод распределительный генератор трансформатор
разработаны сценарии возможных вынужденных режимов работы энергосистемы в условиях низких температур наружного воздуха и ограничений поставок топлива.
Отмечены недостаточные темпы замены тепловых сетей по РУП "Минскэнерго" и "Гомельэнерго".
Подразделениями Госэнергонадзора отмечено, что на объектах потребителей 1-й категории установлено около 94% ДЭС от требуемого количества и 97,2% АВР электроснабжения, а также выдано чуть больше 60% паспортов готовности. Несколько ниже эти показатели по Гродненской и Гомельской областям.
Исходные данные:
3х200 МВт Cos=0,85
Топливо: газ, мазут.
110-2ВЛ
10-20КЛ Pmax=2 Pmin=1,8 cos=0,8 Tmax=6000
Sc1=5000МВ*А
Sc2=3000МВ*А
Хс1=0,4
Хс2=0,3
2. Выбор генераторов
Согласно заданию для ТЭЦ-540 МВт принимаем генераторы 3х200 МВт. Выбираем типы генераторов из табл. П2.1 [1] и заносим их номинальные параметры в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 - Выбор генераторов.
|
Тип т/г |
n, об/мин |
Номинальное значение |
Xd, отн. ед. |
Система возбуждения |
Охлаждение обмоток |
||||||
|
S, МВА |
cos |
I, статора, кА |
U, статора, кВ |
КПД, % |
статора |
ротора |
|||||
|
ТВВ2002 |
3000 |
235 |
0,85 |
8,625 |
15,75 |
98,6 |
0, 191 |
ВЧ |
НВ |
НВР |
ТВВ - генератор с охлаждением обмотки статора водой, с непосредственным охлаждением обмотки ротора и активной стали водородом, с возбуждением от машинного высокочастотного возбудителя с полупроводниковыми выпрямителями.
3. Выбор двух вариантов схем на проектируемой электростанции
Рис.3.1 - Схема выдачи мощности. Вариант 1.
Рис.3.2 - Схема выдачи мощности. Вариант 2.
4. Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции
Расход на собственные нужды принимаем равным 10 % от установленной мощности коэффициент спроса Кс=1 по табл.5.2 [1]. Мощность блочных трансформаторов выбираем по формуле:
Sбл Sг-Sc/н, где
Sг - номинальная мощность генераторов, МВА
Sc/н - нагрузка на собственные нужды, МВА
;
;
;
Выбираем блочные трансформаторы Т1 и Т2: ТДЦ-200000/110кВ.
Выбираем блочный трансформатор Т3: ТДЦ-250000/110кВ.
Номинальные параметры трансформаторов заносим в таблицу 4.1.
Мощность трансформаторов Т4 и Т5 с расщепленной обмоткой для варианта1 выбираем по формуле:
;
Выбираем трансформаторы с расщепленной обмоткой Т4 и Т5 для варианта 1: ТРДНС-40000/20кВ. Номинальные параметры трансформаторов заносим в таблицу 4.1.
Мощность трансформаторов Т4, Т5 и Т6 для варианта 2 выбираем по формуле:
;
;
Выбираем трансформаторы с расщепленной обмоткой Т4, Т5 и Т6 для варианта 1: ТРДНС-40000/20кВ. Номинальные параметры трансформаторов заносим в таблицу 4.1.
Выбираем трансформаторы Т1, Т2, Т3 для варианта 2: ТДЦ-200000/110.
Номинальные параметры трансформаторов заносим в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 - Номинальные параметры трансформаторов
|
Тип трансформатора |
Sном, МВА |
Напряжение обмотки, кВ |
Потери, кВт |
Uк, % |
Ix, % |
|||
|
ВН |
НН |
Px |
Pк |
|||||
|
ТДЦ-200000/110 |
200 |
121 |
15,75 |
170 |
550 |
10,5 |
0,5 |
|
|
ТДЦ-250000/110 |
250 |
121 |
15,75 |
200 |
640 |
10,5 |
0,5 |
|
|
ТРДНС-40000/20 |
80 |
15,75 |
10,5 |
36 |
170 |
12,7 |
0,5 |
5. Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции
Рис. 5.1 Упрощенная электрическая схема Вариант 1.
Рис.5.1 Упрощенная электрическая схема Вариант 2.
Таблица 5.1-Капитальные затраты.
|
Наименование оборудования |
Стоимость Единицы тыс. руб. |
1 вариант |
2 вариант |
|||
|
Кол-во единиц, шт. |
Общая стоимость, тыс. руб. |
Кол-во единиц, шт. |
Общая стоимость, тыс. руб. |
|||
|
Трансформатор ТДЦ-250000/110 |
257 |
1 |
257 |
- |
- |
|
|
Трансформатор ТДЦ-200000/110 |
210 |
2 |
420 |
3 |
630 |
|
|
Трансформатор ТРДНС-40000/20 |
101.8 |
2 |
203.6 |
3 |
305.4 |
|
|
Итого: |
880.6 |
935.4 |
Технико-экономическое сравнение вариантов осуществляется по минимуму приведенных затрат:
З = рн. К + И, где
рн - нормативный коэффициент экономической эффективности (рн=0,12);
К - нормативный коэффициент на сооружение электроустановки;
И - годовые эксплуатационные издержки.
Годовые эксплуатационные издержки складываются из расходов на амортизацию и потерь энергии.
где
Pa и Ро - отчисления на амортизацию и обслуживание (равняется 8,5%);
- потери электроэнергии;
- стоимость 1кВтч потерянной энергии (руб/кВт*ч).
Потери электроэнергии в блочных трансформаторах:
где
Px - потери мощности холостого хода;
Pк - потери мощности в коротком замыкании;
Smax - расчетная максимальная нагрузка трансформатора;
T - продолжительность работ трансформатора (T=8760ч);
- продолжительность максимальных потерь,
Тmax=6000 (по условию).
При Тmax=6000,
I вариант.
1) Капитальные затраты:
К = 257 + 420+203,6 =880,6 тыс. руб
2) Потери электроэнергии в трансформаторах.
ТДЦ-200000/110 - Т1 иТ2:
ТДЦ-250000/110 - Т3:
ТРДНС-40000/20 - Т4 и Т5:
3) Годовые эксплуатационные издержки:
4) Приведенные годовые затраты:
З1=0,12880,6+218,8=324,52 тыс. руб. /год.
II вариант.
1) Капитальные затраты:
К=630+305=935 тыс. руб.
2) Потери электроэнергии в трансформаторах. ТДЦ-200000/110:
;
ТРДНС-40000/20:
;
Суммарные потери энергии будут равны:
3) Годовые эксплуатационные издержки:
4) Приведенные годовые затраты:
.
Рассчитываем процентное соотношение приведенных затрат: , так как затраты для II варианта больше, то выбираем схему I варианта и используем в дальнейших расчетах.
6. Выбор и обоснование упрощенных схем распределительных устройств разных напряжений
В ОРУ 110 кВ применяем схему с 2 рабочими и 1 обходной системами шин. Число присоединений-5. В данной схеме секции расположены параллельно по отношению друг к другу. Для улучшения надежности схемы присоединения должны быть равномерно распределены между секциями. Обе системы шин находятся в работе. Шиносоединительный выключатель включен.
Достоинства схемы:
1. Обходным выключателем можно заменить выключатель любого присоединения.
2. При КЗ на шинах отключается шиносоединительный выключатель и только половина присоединений.
3. Если повреждения на шинах устойчивы, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин.
Недостатки схемы:
1. Разъединители используются для оперативных подключений.
2. Необходима установка ШСВ, ОВ и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.
3. Повреждение ШСВ приводит к отключению всех присоединений, так как равносильно КЗ на обеих системах шин.
В РУ 10 кВ при числе присоединений - 22, применяем схему с двумя системами сборных шин. В данной схеме секционные выключатели разомкнуты в целях ограничения токов КЗ. Выключатели снабжаются устройствами автоматического включения резервного питания, замыкающие выключатель в случае отключения трансформатора, чтобы не нарушить электроснабжение.
7. Выбор трансформаторов собственных нужд
Нормальная работа электростанций возможна только при надежной работе механизмов с. н., что возможно лишь при надежном электроснабжении их. Потребители с. н. относятся к потребителям первой категории. Основными напряжениями применяемыми в системе с. н., являются 6 кВ. Распределительное устройство с. н. выполняется с одной секционированной системой шин. Количество секций 6 кВ для ТЭЦ принимается: две на каждый энергоблок (при мощности энергоблока 160 МВт и выше).
Каждая секция присоединяется к рабочему трансформатору с. н. (ТСН). Рабочие трансформаторы с. н. (ТСН) присоединяются отпайкой от блока генератор-трансформатор и от секций КРУ. Мощность этих трансформаторов:
.
Принимаем в качестве рабочих ТСН трансформаторы типа ТРДНС-32000/15. Резервное питание секций с. н. осуществляется от резервных магистралей, связанных с пускорезервным трансформатором с. н. (РТСН), который присоединяется к шинам 110 кВ. На блочных ТЭЦ резервный трансформатор должен обеспечить замену наиболее крупного источника и одновременно пуск одного котла или турбины. Мощность РТСН должна быть не меньше мощности любого рабочего ТСН. Принимаем РТСН типа ТРДНС-63000/110.
Номинальные параметры трансформаторов заносим в таблицу 7.1.
Таблица7.1 - Номинальные параметры трансформаторов
|
Тип трансформатора |
Напряжение обмотки, кВ |
Потери, кВт |
Uк, % |
Ix, % |
|||
|
ВН |
НН |
Px |
Pк |
||||
|
ТРДНС-32000/15 |
20 |
6,3-6,3 |
36 |
170 |
12,7 |
0,5 |
|
|
ТРДНС-63000/110 |
230 |
6,3-6,3 |
50 |
170 |
11,5 |
0,6 |
8. Расчет токов короткого замыкания
Составляем электрическую схему замещения.
Рис.8.1 - Электрическая схема замещения
Задавшись базовой мощностью Sб=1000 МВА определяем параметры схемы замещения.
Система:
Линии:
Трансформаторы:
Генераторы:
Путем последовательных преобразований упростим схему замещения рис. 8.1:
Рис.8.2 - Схема замещения.
Преобразуем схему замещения рис. 8.2 для точки К1:
,
Рис.8.3 - Схема замещения для точки К1.
Начальное значение периодической составляющей тока по ветвям:
где Iб - базовый ток, кА;
Значение токов по ветвям.
Система:
Генераторы Г1:
Из табл.3,8 [1] установим значение ударных коэффициентов по ветвям схемы и определим ударные токи.
Система: Ку=1,717; Та=0,03.
Генераторы Г1: Ку=1,97; Та=0,26.
Суммарный ударный ток для точки К1:
Преобразуем схему замещения рис.8.2 для точки К2:
Рис.8.4 - Схема замещения для точки К2.
Начальное значение периодической составляющей тока по ветвям:
где Iб-базовый ток, кА;
Значение токов по ветвям.
Система 1-2:
Генератор Г1-Г2-Г3:
Из табл. 3.8 [1] установим значение ударных коэффициентов по ветвям схемы и определим ударные токи.
Система 1-2: Ку=1,717; Та=0,03.
Генераторы Г1-Г2-Г3: Ку=1,97; Та=0,26.
Суммарный ударный ток для точки К2:
Таблица 8.1 - Результаты расчетов токов КЗ.
|
Место повреждения |
Мощность ветви, МВА |
Xрез |
Iб, кА |
Iпо, кА |
Ку |
iу, кА |
Та, с |
|
|
Шины 110 кВ, т. К2 |
Sc=8000 |
0,984 |
5.03 |
5.1 |
1,717 |
12.2 |
0,03 |
|
|
Sг=705 |
0,44 |
12.9 |
1,97 |
35.8 |
0.26 |
|||
|
Итого в точке К-2: |
5.03 |
18 |
- |
48 |
- |
|||
|
Выводы генератора |
Sc1. c2 =8000 |
0,22 |
36.7 |
166.8 |
1,717 |
403.8 |
0,03 |
|
|
Sг1=235 |
0,81 |
51.2 |
1,975 |
139.4 |
0,26 |
|||
|
Итого в точке К-1: |
36.7 |
218 |
- |
543.06 |
- |
9. Выбор аппаратов
9.1 Выбор выключателей и разъединителей в цепи блока с генератором 200 МВт, работающего на шины 110 кВ.
Расчетный ток продолжительного режима в цепи трансформатор-шины определяется по наибольшей электрической мощности генератора.
Расчетные токи КЗ принимаем по табл.4.1 с учетом того, что все цепи на стороне 110 кВ проверяются по суммарному току КЗ на шинах.
Выбираем по табл. П4.4 [1] ячейка с электрогазовым выключателем ВГТ-110Б-40/2000 и по табл. П4.1 [1] разъединитель типа РДЗ-110-2000.
Определяем номинальные токи по ветвям, приведенные к той ступени напряжения, где находится точка КЗ.
где - расчетное время, для которого требуется определить токи КЗ.
=tс, в+0,01=0,025+0,01=0,035с.
Апериодическая составляющая тока КЗ:
по типовым кривым рис. 3.26 [1].
Апериодическая составляющая тока КЗ:
Таблица 9.1 - Расчетные и каталожные данные.
|
Условия выбора |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
||
|
Выключатель ВГТ-110Б-40/2000 |
Разъединитель РДЗ-110-2000 |
|||
|
Uуст Uном |
Uуст=110 кВ |
Uном=110 кВ |
Uном=110 кВ |
|
|
Imax Iном |
1470 А |
2000 А |
2000 А |
|
|
Iп Iотк, ном |
15,3 кА |
40 кА |
||
|
iа iа, ном |
22,04 кА |
|||
|
Iпо Iдин |
18 кА |
40 кА |
||
|
iуд iдин |
48 кА |
102 кА |
100 кА |
|
|
Bк Iт2tr |
4022=3200кА2с |
4022=3200кА2с |
9.2 Выбор выключателей и разъединителей в цепи генератора типа ТВВ-200-2
Наибольший ток в цепи генератора:
Выбираем элегазовый выключатель типа ВГ-20-12500 и разъединитель типа РВПЗ-20-12500.
Определяем номинальные токи по ветвям, приведенные к той ступени напряжения, где находится точка КЗ.
Расчетное время, для которого требуется определить токи КЗ:
=tс, в + 0,01=0,12 + 0,01=0,13с.
Апериодическая составляющая тока КЗ:
Таблица 9.2 - Расчетные и каталожные данные.
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
||
|
Выключатель ВГ-20-12500 |
Разъединитель РВПЗ-20-12500 |
||
|
Uуст=15,75 кВ |
Uном=20 кВ |
Uном=20 кВ |
|
|
Imax=10,146 кА |
Iном=12500 А |
Iном=12500 А |
|
|
Iп=40,4 кА |
Iотк, ном=100 кА |
||
|
iа=82,2 кА |
|||
|
Iпо=51,2 кА |
Iдин=100 кА |
||
|
iу=139,26 кА |
iдин=170 кА |
iдин=490 кА |
|
10. Выбор токоведущих частей
10.1 Выбор сборных шин 110кВ
Расчетный ток продолжительного режима в цепи трансформатор-шины определяется по наибольшей электрической мощности.
Принимаем провод марки АС-500/64; qфазы=500 мм2; d=20,6 мм; Iдоп=945А.
Фазы расположены горизонтально расстоянием между фазами D=450 мм.
Проверка на термическое действие тока КЗ не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка шин на схлестывание не производится, так как Iпо, к1 20 кА.
Проверка по условию коронирования.
Начальная критическая напряженность:
где
m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0,82);
ro - радиус провода, см.
Напряженность вокруг провода:
где U - линейное напряжение, кВ, так как на шинах электростанции поддерживается напряжение 1,05Uном, то U=115 кВ;
D - расстояние между соседними фазами, D=450 мм.
Условие проверки:
1,07Е 0,9Ео.
1,07Е=1,0712,7=13,6 кВ/см;
0,9Ео=0,931,63=28,5 кВ/см;
13,6 кВ/см 28,5 кВ/см.
Таким образом, провод АС-500/64 по условию короны проходит.
Токоведущие части от выводов 110 кВ трансформатора до сборных шин выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока jэ=1,0 А/мм2 (табл.4.5 [1]):
qэ=Iнорм /jэ=926/1=926 мм.
Принимаем провод марки 2xАС-500/64, Iдоп=9452=1890А.
Проверяем провода по допустимому току:
Imax=926А Iдоп=1890А.
Проверка на термическое действие тока КЗ не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка шин на схлестывание не производится, так как Iпо, к1 20кА. Проверка по условию коронирования может не производится, так как выше показано что, провод меньшего сечения не коронирует.
10.2 Выбор комплектного токопровода
От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполнены комплектным пофазно-экранированным токопроводом.
По табл.9.13 [2] выбираем ТЭНЕ-20/12500-400У1 на номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток 12500А, электродинамическую стойкость главной цепи 400 кА.
Проверяем токопровод.
По нагреву: Imax Iном.
По динамической стойкости: iу iдин.
Наибольший ток в цепи генератора:
11. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов
Рис.11.1 - Схема подключения измерительных трансформаторов.
По таблице П4.5 [1] выбираем трансформаторы тока наружной установки на 110 кВ типа ТФ3М-110У1.
Таблица 11.1 - Расчетные и каталожные данные.
|
Условия выбора |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
Uуст ? Uном |
Uуст=110кВ |
Uном=110кВ |
|
|
Imax ? Iном |
Imax=1470А |
Iном=1500А |
|
|
iуд ? iдин |
iуд=48кА |
iдин=158кА |
|
|
Bк ? Iт2•tт |
Bк=17,82кА2•с |
Iт2•tт=52,2•3=8112кА2•с |
|
|
z2p ? z2ном |
z2p=1,2Ом |
z2ном=1,2Ом |
ТФ3М-110У1 - трансформаторы тока опорного типа в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией с первичной и вторичной обмотками, выполненными в виде звеньев. Трансформатор имеет один магнитопровод с обмоткой класса 0,5 и три магнитопровода для релейной защиты класса 10Р. Для проверки ТА по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения рис. 11.2 и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора.
Рис.11.2 - Схема включения контрольно-измерительных приборов.
Таблица 11.2 - Вторичная нагрузка трансформатора тока.
|
Прибор |
Тип |
Нагрузка, В•А, фазы |
|||
|
A |
B |
C |
|||
|
Амперметр |
Э-335 |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
|
|
Ваттметр |
Д-335 |
0,5 |
- |
0,5 |
|
|
Варметр |
Д-335 |
0,5 |
- |
0,5 |
|
|
Счетчики: |
|||||
|
активной энергии |
И-670 |
2,5 |
- |
2,5 |
|
|
реактивной энергии |
И-676 |
2,5 |
- |
2,5 |
|
|
Итого: |
6,5 |
0,5 |
6,5 |
Из рис.11.2 и табл.11.2 видно, что наиболее загруженные трансформаторы тока фаз А и С. Общее сопротивление приборов:
rприб=Sприб/I22,
где Sприб - мощность, потребляемая приборами, В•А; I2 - вторичный номинальный ток прибора, I2=5А.
rприб=6,5/52=0,26 Ом.
Допустимое сопротивление проводов:
rпр=z2ном-rприб-rк,
где rк - сопротивление контактов, принимается 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов.
rпр=1,2-0,26-0,1=0,84 Ом.
Для цепей РУ 110 кВ применяется кабель с медными жилами, ориентировочная длина l=120м, трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому l=lрасч, тогда сечение соединительных проводов:
,
где lрасч - расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, м; с - удельное сопротивление материала провода, для медных проводов с=0,0175Ом•мм2/м.
Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 мм2.
Выбираем трансформаторы тока, встроенные в трансформаторы связи на стороне ВН типа ТВТ 110-I-2000/5.
Таблица 11.3 - Расчетные и каталожные данные.
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
Uуст=110кВ |
Uном=110кВ |
|
|
Imax=1470А |
Iном1=2000А |
|
|
iу=48 кА |
Не проверяются |
|
|
Bк=17,82кА2с |
||
|
z2p=1,25Ом |
z2ном=30Ом |
Таблица 11.4 - Вторичная нагрузка трансформатора тока.
|
Прибор |
Тип |
Нагрузка, В•А, фазы |
|||
|
A |
B |
C |
|||
|
Амперметр: |
Э-335 |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
|
|
Итого: |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
Рис.11.4-Схема включения контрольно-измерительных приборов.
Из рис.11.3 и табл.11.4 видно, что все фазы загружены равномерно.
Общее сопротивление приборов:
rприб=0,5/12=0,5 Ом.
Допустимое сопротивление проводов:
rпр=30-0,5-0,05=29,45 Ом.
Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому l=lрасч, тогда сечение соединительных проводов:
Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 мм2.
Выбираем трансформаторы тока, установленные в цепи генератора Т3В-300 типа ТШВ 24-20000/5.
Таблица 11.5 - Расчетные и каталожные данные.
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
Uуст=15,75кВ |
Uном=24кВ |
|
|
Imax=8,6кA |
Iном1=20000А |
|
|
iу=139,26кА |
Не проверяются |
|
|
Bк=1022кА2•с |
Iт2•tт=1602•3=76800кА2•с |
|
|
Z2p=0,95Ом |
z2ном=1,2Ом |
Таблица 11.6 - Вторичная нагрузка трансформатора тока.
|
Прибор |
Тип |
Нагрузка, В•А, фазы |
|||
|
A |
B |
C |
|||
|
Ваттметр |
Д-335 |
0,5 |
- |
0,5 |
|
|
Варметр |
Д-335 |
0,5 |
- |
0,5 |
|
|
Счетчик активной энергии |
И-670 |
2,5 |
- |
2,5 |
|
|
Амперметр рег. |
Н-394 |
- |
10 |
- |
|
|
Ваттметр рег. |
Н-395 |
10 |
- |
10 |
|
|
Амперметр |
Э-335 |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
|
|
Датчики: |
|||||
|
Активной мощности |
Е-829 |
1,0 |
- |
1,0 |
|
|
Реактивной мощности |
Е-830 |
1,0 |
- |
1,0 |
|
|
Итого: |
16 |
10,5 |
16 |
Общее сопротивление приборов: rприб=16/52=0,64Ом. опустимое сопротивление проводов: rпр=1,2-0,64-0,1=0,46Ом. Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому l=lрасч, тогда сечение соединительных проводов:
Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 мм2. Выбираем трансформатор напряжения на сборных шинах 110 кВ электростанции.
Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по табл.4.11 [1]. Выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-110-58У1, Uном=110/v3 кВ, S2ном=400 В•А в классе точности 0,5. Подсчет вторичной нагрузки приведен в табл.12.7.
Таблица 11.7 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения.
|
Прибор |
Тип |
Мощность 1-ой обмотки |
Число обмоток |
cosц |
sinц |
Число приборов |
Общая |
||
|
P, Вт |
Q, вар |
||||||||
|
Сборные шины |
|||||||||
|
Вольтметр |
Э-335 |
2 |
1 |
1 |
0 |
3 |
6 |
||
|
Частотомер рег. |
Н-397 |
7 |
1 |
1 |
0 |
1 |
7 |
||
|
Вольтметр рег. |
Н-394 |
10 |
1 |
1 |
0 |
1 |
10 |
||
|
Ваттметр рег. |
Н-395 |
10 |
2 |
1 |
0 |
1 |
20 |
||
|
Частотомер |
Э-362 |
1 |
1 |
1 |
0 |
2 |
2 |
||
|
Синхроскоп |
Н-397 |
10 |
- |
1 |
0 |
1 |
10 |
||
|
Итого: |
55 |
- |
.
Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5. Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель типа КВВГнг сечением 2,52мм по условию механической прочности.
Выбираем трансформаторы напряжения установленные в цепи генератора ТВВ-200-2 типа 3НОЛ.06-20УЗ, Uном=20/v3кВ, S2ном=75В•А в классе точности 0,5.
Таблица 11.8 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения.
|
Прибор |
Тип |
Мощ-ность 1-ой обмотки |
Число обмоток |
cosц |
sinц |
Число приборов |
Общая |
||
|
P, Вт |
Q, вар |
||||||||
|
Вольтметр |
Э-335 |
2 |
1 |
1 |
0 |
1 |
2 |
||
|
Ваттметр |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
2 |
6 |
||
|
Варметр |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
||
|
Датчики: |
|||||||||
|
активной мощности |
Е-829 |
10 |
- |
1 |
0 |
1 |
10 |
||
|
реактивной мощности |
E-830 |
10 |
- |
1 |
0 |
1 |
10 |
||
|
Счетчик активной энергии |
И-680 |
2 |
2 |
0,38 |
0,925 |
1 |
4 |
9,7 |
|
|
Ваттметр рег. |
Р-395 |
10 |
2 |
1 |
0 |
1 |
20 |
||
|
Частотомер |
Э-362 |
1 |
1 |
1 |
0 |
2 |
2 |
||
|
Итого: |
57 |
9,7 |
Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5. Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель типа КВВГнг сечением 2,52мм по условию механической прочности.
12. Описание конструкции распределительного устройства
Распределительное устройство, расположенное на открытом воздухе, называется открытым распределительным устройством. Как правило, РУ напряжением 35 кВ и выше сооружаются открытыми.
Открытые РУ должны обеспечивать надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.
Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ должно выбираться в соответствии с требованиями ПУЭ [1.12].
Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Шины могут быть гибкими из многопроволочных проводов или из жестких труб. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах, а жесткие - с помощью опорных изоляторов на железобетонных или металлических стойках.
Применение жесткой ошиновки позволяет отказаться от порталов и уменьшить площадь ОРУ.
Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладывают в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках, подвешенных к конструкциям ОРУ.
Открытое ОРУ должно быть ограждено.
Открытые РУ имеют следующие преимущества перед закрытыми:
меньше объем строительных работ, так как необходимы лишь подготовка площадки, устройство дорог, сооружение фундаментов и установка опор, в связи с этим уменьшаются время сооружения и стоимость ОРУ;
легче выполняются расширение и реконструкция;
все аппараты доступны для наблюдения.
В то же время открытые РУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье, занимают значительно большую площадь, чем ЗРУ, а аппараты на ОРУ подвержены запылению, загрязнению и колебаниям температуры.
Конструкции ОРУ разнообразны и зависят от схемы электрических соединений, от типов выключателей, разъединителей и их взаимного расположения.
13. Список используемой литературы
1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987 г.
2. Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР. - 6-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986 г.
3. Крючков И.П., Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. - М.: Энергия, 1978 г.
4. Вишняков Г.К., Гоберман Е.А. Справочник по проектированию подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1982 г.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Выбор генераторов и вариантов схем проектируемой станции. Выбор и обоснование упрощенных схем распределительных устройств разных напряжений. Расчет релейной защиты, токов короткого замыкания и выбор электрических аппаратов и токоведущих частей.
дипломная работа [1,0 M], добавлен 21.06.2011Выбор генераторов и трансформаторов на проектируемой электростанции. Обоснование упрощенных схем распределительных устройств разных напряжений. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей.
курсовая работа [547,1 K], добавлен 21.12.2014Выбор основного оборудования на станции, главной схемы станции, трансформаторов, электрических принципиальных схем РУ разных напряжений. Технико-экономическое сравнение вариантов схем ТЭЦ. Выбор схемы и трансформаторов собственных нужд электростанции.
курсовая работа [770,7 K], добавлен 03.10.2008Выбор генераторов исходя из установленной мощности гидроэлектростанции. Два варианта схем проектируемой электростанции. Выбор трансформаторов. Технико-экономические параметры электростанции. Расчет токов короткого замыкания. Выбор схемы собственных нужд.
курсовая работа [339,3 K], добавлен 09.04.2011Выбор синхронных генераторов, их технические параметры. Выбор двух структурных схем электрической станции, трансформаторов и автотрансформаторов связи. Технико-экономическое сравнение всех вариантов. Выбор и обоснование упрощенных схем всех напряжений.
дипломная работа [3,8 M], добавлен 03.12.2008Обоснование схемы электрических соединений. Выбор количества отходящих линий и генераторов на УТЭЦ. Дистанционное управление выключателями. Выбор контрольно-измерительных приборов для основных цепей схемы. Описание конструкции распределительных устройств.
курсовая работа [675,8 K], добавлен 27.10.2012Выбор числа, типа и номинальной мощности силовых трансформаторов для электрической подстанции. Выбор сечения питающих распределительных кабельных линий. Ограничение токов короткого замыкания. Выбор электрических схем распределительных устройств.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 23.06.2015Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой электростанции, их технико-экономическое сравнение. Расчет токов короткого замыкания. Выбор способа синхронизации. Описание конструкций распределительного устройства. Расчет заземляющего устройства.
дипломная работа [2,5 M], добавлен 09.06.2011Компоновка структурной схемы ТЭЦ. Выбор числа и мощности трансформаторов. Построение и выбор электрических схем распределительных устройств. Расчет токов короткого замыкания. Выбор аппаратов, проводников и конструкции распределительных устройств.
курсовая работа [3,8 M], добавлен 08.02.2021Составление вариантов структурных схем проектируемой подстанции. Сведения по расчету токов короткого замыкания. Выбор конструкций распределительных устройств, сущность измерительных трансформаторов тока и напряжения. Выбор выключателей и разъединителей.
курсовая работа [334,8 K], добавлен 03.05.2019
