Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Выбор площадки под строительство
• 2. Обоснование и расчет мощности электрической станции
• 3. Обоснование и выбор структурной схемы электростанции
• 3.1 Схема подключения электрической станции к энергетической системе
• 3.2 Определение числа отходящих линий
• 3.3 Выбор трансформаторов собственных нужд
• 4. Расчет токов короткого замыкания
• 5. Выбор основного коммутационного оборудования и проводников
• 5.1 Выбор проводников РУ 10 кВ
• 5.2 Выбор выключателей и разъединителей
• 6. Выбор трансформаторов тока и напряжения
• 6.1 Выбор и проверка трансформаторов тока
• 6.2 Выбор трансформаторов напряжения
• 7. Оценка капитальных затрат на реализацию проекта
• Заключение
• Список использованных источников
• электростанция энергетический трансформатор напряжение


Введение

Основная проблема г. Калининграда, как и всей области - это проблема электроснабжения, особенно в связи с планируемым переходом на автономную работу Калининградской энергосистемы.

Зависимость подачи электроэнергии от энергоисточника, от транспортирующих организаций, а также от перепродавцов приводят к значительному росту цен на электроэнергию.

Кроме этого большая протяженность линий электропередач приводит к значительным потерям и частым аварийным отключениям, особенно в зимний период.

Самое главное - рост экономического уровня приводит к повышению потребности в электроэнергии. В районе быстрыми темпами развивается промышленность, сфера туризма и отдыха, малый бизнес и сельское хозяйство.

Для бесперебойного обеспечения ОАО "Калининградский тарный комбинат" электрической энергией, теплом, а также производственным паром необходимо построить теплоэлектроцентраль мощностью 9 МВт.

В качестве основного источника топлива для новой ТЭЦ решено использовать древесные опилки. По классификации древесные опилки относятся к источникам использующим химическую энергию биомассы, что в свою очередь является возобновляемым источником энергии.

Среди всех многочисленных областей применение биомассы, необходимо отметить её энергетическую ценность. Из органического топлива можно легко получить тепловую и электрическую энергию. Потенциал этого энергоресурса огромен: ежегодно на земле образуется около 120 млрд. тонн сухого органического вещества, что эквивалентно 40 млрд. тонн нефти. Сегодняшний мировой уровень потребления меньше названной величины в 10 раз [1].



1. Выбор площадки под строительство

Под площадкой электростанции понимается собственно промплощадка ТЭЦ, на которой размещены все основные сооружения, а также земельные участки, необходимые для размещения других объектов, входящих в комплекс сооружения ТЭЦ (водохранилище, золошлакоотвалы, склад топлива и слабоактивных отходов, очистные сооружения, открытые распределительные устройства и т.д.), включая объекты жилищно-гражданского строительства, трассы подъездных железных и автомобильных дорог и коридоры для линий электропередачи.

Выбор площадки новой электростанции является начальным и одним из наиболее ответственных этапов проектирования, так как принятое решение в значительной мере определяет сроки и стоимость строительства, возможность эффективной эксплуатации объекта.

Рисунок 1.1. - Карта Калининградского тарного комбината.

Нанеся на топографическую карту предприятия мощности тепловых нагрузок выраженных в кВт, определяем место площадки под строительство рядом с самыми крупными потребителями производственного пара мясоконсервным и рыбоконсервным цехами.

Выбранная площадка для строительства электростанции удовлетворяет всем требованиям: грунты, слагающие площадку, допускают строительство зданий и сооружений, а также установку тяжелого оборудования без устройства дорогостоящих оснований; уровень грунтовых вод находится ниже глубины заложения подвалов зданий и подземных инженерных коммуникаций; все потребители тепловой энергии находятся на допустимом для передачи расстоянии (10 км для передачи производственного пара и до 35 км для передачи горячей воды для нужд теплофикации); подвод автомобильных дорог, выводов линий электропередачи и других коммуникаций не затруднены.



2. Обоснование и расчет мощности электрической станции

При выборе номинальной мощность вновь проектируемой ТЭЦ следует руководствоваться в первую очередь максимальной тепловой мощностью потребителя. Недостающая или избыточная электрическая мощности для электроснабжения потребителя могут быть принята или передана в электроэнергетическую систему. Максимальная тепловая мощность потребляемая предприятием в самое холодное время года составляет порядка 3,2 МВт. С учётом перспективы развития предприятия, установки отдельного автоматического паллетайзера "Clevertech" для упаковки банок диаметром 72,8 мм, запуск двух новых линий "AlfonsHaar" по производству крышек и цельнотянутой банки, приобретения третьей лакировочной линии "KBA-MetallPrint" с возможностью переработки увеличенных форматов жести, увеличения объёмов производства мясо- и рыбоконсервной продукции, следует принять максимальную тепловую мощность предприятия 4 МВт, что составляет порядка 45% от всей мощности проектируемой ТЭЦ. Тогда максимальную мощность электрической станции определяем как:

(2.1)

где Р_Т - максимальная тепловая мощность потребителя.

,

а выдаваемую электрическую мощность можно определить по формуле:



(2.2)

где К_СН% - коэффициент собственных нужд в процентах.

Тогда предполагаемая электрическая мощность станции составит:

.



3. Обоснование и выбор структурной схемы электростанции

Структурная схема электрической части станции задает распределение генераторов между РУ различных напряжений, определяет электромагнитные связи (трансформаторные или автотрансформаторные) между РУ и состав блоков генератор - трансформатор.

Учитывая характер и мощность электрической нагрузки предприятия, целесообразно применение на электрической станции трёх генераторов мощностью по 1,5 МВт. Напряжение генераторов следует взять 10,5 кВ, что соответствует напряжению электроснабжения комбината на высокой стороне. Структурная схема ТЭЦ представленная на рис. 3.1 имеет одну секционированную систему шин, каждый из генераторов подключается на свою секцию.

Рисунок 3.1. - Структурная схема ТЭЦ

Выбираем турбогенераторы серии ТК с замкнутым циклом вентиляции предназначенные для выработки электроэнергии в составе паротурбинных электростанций при сопряжении с паровой турбиной. Тип и параметры турбогенератора представлены в табл. 3.1.



Таблица 3.1. - Параметры турбогенератора.

Тип турбогенератора	Номинальная мощность	Номинальное напряжение, В	сosцном	КПД, %	Номинальная частота вращения, об/мин	Масса, кг	x''d*
	кВт	кВА
ТК-1,5-2Р УХЛ3	1500	1875	10500	0,8	96	3000	7600	0,121

Располагаемая к выдачи мощность (Рвыд) определяется исходя из установленной мощности и учёта расхода на собственные нужды (Рс.н.):

(3.1)

Мощность потребителей собственных нужд определяется по справочным данным (табл.1.17, [2]) по отношению .

, (3.2)

где Р_уст - установленная мощность электростанции (Р_уст=УР_Г), МВт.

Реактивная мощность собственных нужд по известному выражению:

(3.3)

;

;

.

tgц_с.н.=0,62 принят исходя из средневзвешенного значения коэффициента мощности потребителей системы собственных нужд (электроприводы насосов, задвижек, заслонок, решёток и т.д.) равного cosц_с.н=0,85.



3.1 Схема подключения электрической станции к энергетической системе

Система электроснабжения ОАО "Калининградский тарный комбинат" представляет собой совокупность соединённых между собой подстанций с напряжением на высокой стороне 10 кВ. Электрическая связь с энергосистемой осуществляется по двум кабелям АОСБ 3х240 подключенным к разным секциям городской подстанции 0-12 ЗЭС. Проектируемая ТЭЦ подключается к системе электроснабжения предприятия по двум линиям к ЦРП. Схема подключения представлена на рис. 3.2.

Рисунок 3.2. - Схема подключения электрической станции к системе электроснабжения 10 кВ.



3.2 Определение числа отходящих линий

Подход к выбору числа отходящих линий зависит от следующих факторов:

- значением выдаваемой мощности и перетока обменной мощности между узлами системы;

- необходимости учёта резервирования пропускной способности оставшимися в работе линиями выдачи мощности при отключении одной из них.

Поскольку определение значений перетоков обменной мощности требует специального расчёта с учётом всей ОЭЭС, то за максимально возможную выдаваемую мощность примем установленную мощность ТЭЦ с вычетом мощности потребителей собственных нужд.

Минимальное количество линий 10 кВ по условиям обеспечения надёжности выдачи всей мощности равно двум.

Сечение проводов ЛЭП определяется по экономической плотности тока в нормальном режиме работы:

S_эк = I_н.р / J_эк , (3.4)

где I_нр - наибольший расчётный ток нормального режима;

J_эк - экономическая плотность тока, принимаемая согласно мировым

тенденциям равной 0,5 А/мм².

Наибольший расчётный ток (без учёта мощности потерь) вычисляется исходя из установленной мощности станции:

, (3.5)



где Р_выд - установленная мощность электростанции, кВт;

сosц_ном - номинальный коэффициент мощности генератора;

n - количество линий или цепей.

Утяжелённый режим характеризуется повышенным током, например при отключении одной из линий выдачи мощности.

. (3.6)

Рассчитаем сечения проводов линий выдачи мощности станции.

Наибольшие токи на одну линию (цепь):

.

Экономически целесообразное сечение проводов:

S_эк = 139 / 0,5 = 278 (мм²) - принимаем кабель марки ААБЛ 3х240(ож).

Проверка по нагрузке аварийного режима:

I_утж=278 A < I_доп=314 A,

где I_доп=314 А - длительно допустимый ток для кабеля ААБЛ 3х240(ож), согласно ГОСТ 18410-73.



3.3 Выбор трансформаторов собственных нужд

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

Номинальная мощность резервного трансформатора собственных нужд принимается равной ТСН.

Расчётная нагрузка собственных нужд определяется как:

, (3.7)

и составляет

Номинальная мощность рабочего ТСН:

.

Выбираем трансформаторы собственных нужд типа ТСЗ-500/10У3 паспортные данные которого сведены в табл. 3.2.

Таблица 3.2. - Паспортные данные трансформатора типа ТСЗ-500/10У3

Тип	S, МВА	UнВН, кВ	UнНН, кВ	Uк, %	Рх, кВт	Рк, кВт	Iх, %	Соед. Обмот.	Рег. Напр.
ТСЗ-630/10У3	0,63	10,5	0,4	6	1,45	6,9	1,4	Д/Ун-11	±2Ч2,5%



4. Расчет токов короткого замыкания

Для выбора и проверки электрических аппаратов в аварийном режиме необходимо прежде всего правильно оценивать расчетные условия короткого замыкания (КЗ): составить расчетную схему, наметить места расположения расчетных точек КЗ, определить расчетное время протекания тока КЗ и наконец, расчетный вид КЗ.

Предполагается осуществлять выдачу мощности на шины 10 кВ центральной распределительно подстанции (ЦРП) ОАО "КТК", которая имеет связь по напряжению 10 кВ с подстанцией О-12 "Южная". Ток короткого замыкания на шинах ПС О-12 "Южная" нам известен и составляет, по данным ОАО "Янтарьэнерго" 11,594 кА. Исходя из этого определим мощность короткого замыкания на шинах ПС О-12 "Южная":

(4.1)

Для построения расчётной схемы замещения построим участок структурной схемы энергосистемы города Калининграда, рис. 4.1, исходя из следующих соображений: секционные выключатели на шинах ГРУ электрической станции включены, генераторы вырабатывают номинальную мощность, резервный трансформатор собственных нужд отключен. Расчётные точки короткого замыкания: точка К1 - шины ПС О-12 "Южная" 10 кВ, точка К2 - шины ЦРП ОАО "КТК" 10 кВ, точка К3 - шины ГРУ ТЭЦ 10 кВ, а так же точка К4 - сборные шины 0,4 кВ собственных нужд. Расчётный вид короткого замыкания - металлическое трёхфазное короткое замыкание.



Рисунок 4.1 - Структурная схема участка энергосистемы для расчёта токов кз

Определение параметров схемы замещения.

Задаём базисную мощность

Задаём базисное напряжение

Определяем базисный ток:

(4.2)

Находим сопротивление системы по выражению:



(4.3)

Реактивное и активное сопротивления КЛ соеденяюцей ПС О-12 и ЦРП:

(4.4)

(4.5)

где x₀, r₀ - удельные реактивное и активное сопротивления, Ом/м (табл. П8, [3]).

Реактивное и активное сопротивления КЛ выдачи мощность ЭС на ЦРП:

Полное сопротивление ЛЭП определяется по формуле:



. (4.6)

Сопротивление двухобмоточного трансформатора собственных нужд:

(4.7)

где u_k - напряжение короткого замыкания, %;

S_ном - номинальная мощность трансформатора, МВА

Сопротивление генератора в относительных еденицах:

(4.8)

где S_ном - номинальная мощность генератора (Р/cosц_ном);

х_d'' - сверхпереходное сопротивление генератора по продольной оси.

Для синхронных генераторов сверхпереходная ЭДС в предшествующем режиме определяется по формуле:



, (4.9)

В формуле (4.7) знак "+" относится к синхронным машинам, которые к моменту КЗ работали в режиме перевозбуждения, а знак "-" - к работавшим с недовозбуждением, U_|0| и I_|0| - напряжение на выводах машины и ток статора в момент, предшествующий КЗ, в относительных единицах при номинальных условиях U_|0|=1. [3]

Ток статора в момент, предшествующий КЗ рекомендуется определять по формуле:

(4.10)

так как ранее было упомянуто, что в качестве расчётного режима берём режим загрузки генераторов до номинальной мощности, то I_|0|=1.

Схема замещения участка энергосистемы города Калининград, для расчёта токов короткого замыкания, представлена на рис. 4.2.



Рисунок 4.2 - Схема замещения участка энергосистемы для расчёта токов кз

При преобразовании исходной схемы замещения замену двух источников ЭДС можно произвести по формуле:

, (4.11)

где Е₁, Z₁ и Е₂, Z₂ - ЭДС и полное сопротивление ветвей источников ЭДС.

Сопротивление элемента эквивалентного двум параллельным ветвям схемы:

(4.12)



Периодический ток КЗ от эквивалентного источника определяется по следующей формуле:

(4.13)

Максимальный ударный ток КЗ:

, (4.14)

где - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ Т_а (принимаются в зависимости от места КЗ, или типа генератора на основании табл. 6.5 - 6.6 [4]).

Выполним ряд эквивалентных преобразований схемы представленной на рис. 4.2 для нахождения периодической составляющей тока КЗ и максимального ударного тока КЗ в точке К1 по формулам (4.11)-(4.14).

Рисунок 4.3 - Преобразованная схема замещения для расчёта токов КЗ в точке К1

На основании полученной схемы замещения, изображенной на рис. 4.3, получим следующие значения периодической составляющей токов короткого замыкания в начальный момент времени, направляемых к точке КЗ К1 всеми источниками, расчет будем вести в именованных единицах:

Тогда суммарный ток в точке К1 будет равен:

Найдём ударный ток КЗ в точке К1:

.

Выполним ряд эквивалентных преобразований схемы представленной на рис. 4.2 для нахождения периодической составляющей тока КЗ и максимального ударного тока КЗ в точке К2.

Рисунок 4.4 - Преобразованная схема замещения для расчёта токов КЗ в точке К2



На основании полученной схемы замещения, изображенной на рис. 4.4, получим следующие значения периодической составляющей токов короткого замыкания в начальный момент времени, направляемых к точке КЗ К2 всеми источниками, расчет будем вести в именованных единицах:

Тогда суммарный ток в точке К2 будет равен:

Найдём ударный ток КЗ в точке К2:

.

Выполним ряд эквивалентных преобразований схемы представленной на рис. 4.2 для нахождения периодической составляющей тока КЗ и максимального ударного тока КЗ в точке К3.



Рисунок 4.5 - Преобразованная схема замещения для расчёта токов КЗ в точке К3

На основании полученной схемы замещения, изображенной на рис. 4.5, получим следующие значения периодической составляющей токов короткого замыкания в начальный момент времени, направляемых к точке КЗ К3 всеми источниками, расчет будем вести в именованных единицах:

Тогда суммарный ток в точке К3 будет равен:

Найдём ударный ток КЗ в точке К3:

Выполним ряд эквивалентных преобразований схемы представленной на рис. 4.2 для нахождения периодической составляющей тока КЗ и максимального ударного тока КЗ в точке К4.



Рисунок 4.6 - Преобразованная схема замещения для расчёта токов КЗ в точке К4

На основании полученной схемы замещения, изображенной на рис. 4.6, получим следующие значения периодической составляющей токов короткого замыкания в начальный момент времени, направляемых к точке КЗ К4 всеми источниками, расчет будем вести в именованных единицах:

Найдём ударный ток КЗ в точке К4:



Полученные результаты расчётов периодеской составляющей токов короткого замыкания и ударных токов корткого замыкания для различных участков цепи сводим табл. 4.1.

Таблица 4.1. - Расчётные значения токов КЗ

Параметр	Точка КЗ
	К1	К2	К3	К4
	РУ-10 кВ ПС О-1	РУ-10 кВ ЦРП	10,5 кВ ГРУ ТЭЦ	РУСН-0,4 кВ ТЭЦ
Периодическая составляющая тока КЗ , кА	14,499	11,547	10,928	0,737
Амплитуда ударного тока КЗ iуд, кА	28,071	22,356	23,429	1,147



5. Выбор основного коммутационного оборудования и проводников

5.1 Выбор проводников РУ 10 кВ

Основное электрическое оборудование станций и подстанций (генераторы, трансформаторы, синхронные компенсаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрических установок.

При выборе сборных шин 10 кВ РУ предполагаем, что сборные шины будут расположены горизонтально с расстоянием между проводниками а=0,8 м и расстоянием между опорными изоляторами (пролетом) l=2 м.

Проверка проводников на термическую стойкость заключается в определении возможности нагрева токоведущих частей выше допустимой температуры за период действия токов короткого замыкания. Для алюминиевых проводников допустимая предельная температура составляет 200° С.

Расчёт минимального допустимого сечения проводника, удовлетворяющего требованиям термической стойкости выполняем согласно [5]:

(5.1)

где В_К - интеграл Джоуля равный сумме интегралов от периодической и апериодической составляющих тока;

С - функция, значение которой для алюминиевых шин

Интегралы от периодической и апериодической составляющих тока определим по формулам:



(5.2)

(5.3)

где t_K - время протекания тока КЗ, принимаем равным 0,5 с;

T_аС - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока системы, принимается равной 0,05 с, [4];

T_аГ - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока генератора, равная 0,106 с;

- относительные интегралы определяемы по кривым изображённым на рис. 5.5 [5], равные 0,52 и 0,71 соответственно.

По условиям термической стойкости принимаем сечение шин РУ 10 кВ s=100 мм², что соответствует стандартному размеру прямоугольных алюминиевых шин 5х20 мм.

Выполним проверку выбранных проводников на электродинамическую стойкость, которая заключается в проверке возможности разрушения токоведущих частей под действием значительных электромагнитных сил, возникающих при прохождении токов КЗ по проводнику.

Используем опорные изоляторы типа ИО-10 (минимальная разрушающая нагрузка Р_рз=41650 Н, высота h_и=230 мм). Выбранные проводники имеют массу на 1 метр m'=0,267 кг/м.

Момент инерции и момент сопротивления сечения проводника, для плоской шины определяем как:

(5.4)

(5.5)

где b - ширина плоского проводника 0,005 м;

h - высота плоского проводника 0,02 м.

Расчёт при статической нагрузке.

Интенсивность нагрузки определяем в соответствии с формулой:

(5.6)

Многопролётный ТП заменяем двухпролетным. Нагрузку на опоры принимаем как:

(5.7)

Изгибающий момент:



(5.8)

Механическое напряжение в проводниках:

(5.9)

Расчёт при динамической нагрузке.

Собственная частота колебаний проводника:

(5.10)

где л - коэффициент принимаемый по рис. 7.11, в [5], равный 3,92;

Е - модуль упругости материала, для алюминия ;

Отношение

Определяем динамические коэффициенты в соответствии с рис. 7.11 [5]:



Теперь находим динамическую нагрузку на опорах и динамическое напряжение в проводниках:

(5.11)

(5.12)

Выполним проверку электродинамической стойкости путём сопоставления расчётных значений с допустимыми.

Допустимая динамическая нагрузка на опорах:

(5.13)

где h - высота изолятора;

h' - расстояние от основания изолятора до центра масс поперечного сечения проводника;

- условие выполняется.

Допустимое динамическое напряжение в проводниках:

(5.14)



где - временное сопротивление разрыву, согласно ГОСТ 30323-95 для сплава АВТ1 ;

- условие выполняется.

5.2 Выбор выключателей и разъединителей

Коммутационные аппараты главной схемы должны быть способны включать и отключать соответствующие цепи в продолжительных и в кратковременных аварийных режимах, в том числе в режиме КЗ. Специфическим режимом является режим включения на КЗ. Во включенном положении коммутационные аппараты должны быть способны пропускать сквозной ток КЗ.

Выбор выключателей производится в соответствии с ГОСТ 687-94 по следующим условиям:

- по номинальному напряжению установки

- по номинальному току

- по току в утяжелённом режиме

- по отключающей способности периодической составляющей

- по отключающей способности апериодической составляющей

- по выключающей способности

- по электродинамической стойкости

- по термической стойкости

Предварительно принимаем к установке вакуумный выключатель VD4 12 (фирмы АВВ).

Таблица 5.1. - Технические данные выключателя VD4 12

Тип	Uн, кВ	Iном, кА	Iотк,н, кА	вн, %	iп.скв, кА	Iп.скв, кА	iвкл,н кА	Iвкл,н, кА	Iтер, кА	tтер, с	tс,о, с	tв.о, с	tв.д, с	tс.в, с
VD4 12	10	2	20	47	31,5	20	31,5	20	80	4	0,025	0,05	0,01	0,05

Проверка номинальному напряжению установки:

- условию соответсвует.

Продолжительные режимы характеризуются токами, полученными в разд. 3.1.:

;

Проверка выключателя по кратковременному режиму КЗ.

Расчетной точкой КЗ для выбора генераторных выключателей является точка К3, для которой из расчёта имеем:

.

Проверим выключатель по включающей способности:

,.

Проверяем выключатель по отключающей способности:



.

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент начала расхождения контактов:

(5.15)

где ф - время начала расхождения контактов выключателя;

T_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей.

Время начала расхождения контактов выключателя определяется суммой времён t_собст собственного времени отключения и t_отк времени отключения выключателя:

ф=t_собст+t_откл (5.16)

ф=t_собст+t_откл=0,025+0,05=0,075(с).

Номинальный ток отключения апериодической составляющей тока КЗ:

, (5.17)

где - номинальное относительное содержание апериодиеской составляющей, %.

.

Апериодическая составляющая тока КЗ по (5.15):



- условие проверки выполняется.

Таким образом, выключатель удовлетворяет условиям проверки по включающей и отключающей способности.

Проверка на электродинамическую стойкость:

- условия выполняются.

Проверка на термическую стойкость.

Термический импульс (интеграл Джоуля) определим согласно указаниям [3] и упрощённой методике [5] при t_отк=2,6с<4с (при отказе "своих" и действии резервных защит) по упрощённой формуле:

, (5.18)

где t_отк - полное время отключения повреждения с учётом уставки времени срабатывания релейной защиты и времени срабатывания выключателя, с.

Расчёт по (5.18):

.

Условие термической стойкости аппарата:

- выполняется.



Выбор и проверка разъединителей осуществляется по следующим условия:

- по номинальному напряжению установки

- по номинальному току

- по току в утяжелённом режиме

- по электродинамической стойкости

- по термической стойкости

Предварительно принимаем к установке разъединитель РВРЗ-20/2000-М.

Таблица 5.2. - Технические данные разъединителя РВРЗ-20/2000-М

Тип	Uном,	Iном,	Iпр.скв,	Iтер,	tтер,
	кВ	А	кА	кА	с
РВРЗ-20/2000-М	20	2000	128	125	4

Проверка выбранного разъединителя по сформулированным условиям:

;

;

;

Условия проверки выполняются. Принимаем окончательно к установке вакуумные выключали VD4 12 и разъединители РВРЗ-20/2000-М.



6. Выбор трансформаторов тока и напряжения

6.1 Выбор и проверка трансформаторов тока

Выбор измерительных трансформаторов тока (ТТ) производится по следующим условиям:

- по номинальному напряжению установки ;

- по номинальному току ;

- по току в утяжелённом режиме ;

- по электродинамической стойкости ;

- по термической стойкости ;

-по соответствию класса точности требуемой точности измерений.

Приборы контроля для различных присоединений могут устанавливаться в различных цепях и различных местах - на центральном пульте управления, на главных щитах управления, на блочных щитах управления и на местных щитах.

Однако для большинства случаев рекомендуется установка следующих измерительных приборов в цепях электроизмерительных приборов в цепях электростанции.

Таблица 6.1 - Измерительные приборы установленные на ЭС

Цепь	Место установки приборов	Список приборов	Мощность, потребляемая токовыми обмотками приборов, В·А
			Отдельным прибором	Суммарная
Генератор	Статор	Амперметр Вольтметр Ваттметр Варметр Счетчик активной энергии Счетчик реактивной энергии	0,5 0,5 0,5 0,5 2,5 2,5	7
	Ротор	Амперметр Вольтметр в цепи основного возбудителя Вольтметр в цепи резервного возбудителя Регистрирующий амперметр	0,5 0,5 0,5 0,5	2
Трансформатор собственных нужд	-	Амперметр Ваттметр Счетчик активной энергии	0,5 0,5 2,5	3,5
Линия 10 кВ	-	Амперметр Счетчик активной энергии Счетчик реактивной энергии	0,5	0,5
Сборные шины	-	Вольтметр Частотомер	0,5 0,5	1
Шиносоединительный выключатель	-	Амперметр	0,5	0,5

Принимаем к установке трансформатор тока ТПЛ-10-У3 каталожные данные которого представлены в табл. 6.2.

Таблица 6.2 - Каталожные данные трансформатора тока

Тип	Uном, кВ	I1ном, А	I2ном, А	Z2ном/Класс точности	Кэд	/
ТПЛ-10-У3	10	300	5	0,4/0,5	175	45/3

Результаты проверки трансформатора тока приведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 - Сводная таблица по выбору трансформатора тока РУ ВН

Условие выбора	Расчетные данные	Трансформатора тока типа ТПЛ-10-У3
		Генератор	Тр-ор собственных нужд	Линия 10 кВ	Шиносоединительный выключатель
	=10 кВ	=10 кВ	=10 кВ	=10 кВ	=10 кВ
	=278 А	=300 А	=300 А	=300 А	=300 А
	= 23,429 кА	= 52,5 кА	= 52,5 кА	= 52,5 кА	= 52,5 кА
	В=58 кА2/с	=546 кА2/с	=546 кА2/с	=546 кА2/с	=546 кА2/с

Из таблицы видно, что выбранный трансформатор тока удовлетворяет все параметрам.

6.3 Выбор трансформаторов напряжения

Выбор измерительных трансформаторов напряжения (ТН) производится по следующим условиям:

- по первичному напряжению электроустановки ;

- по вторичной нагрузке ;

- по схеме соединения обмоток;

- классу точности.

В соответствии с вышеперечисленными параметрами выбираем для установки трансформаторы напряжения типа НОМ-10-66У2 со стандартными параметрами (U_с.ном=10 кВ, класс точности реализуется при подключении вторичной нагрузки 75 ВА).



7. 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 формула м:

K=K_ВЛ+K_ТЭЦ, (7.1)

, (7.2)

, (7.3)

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

- укрупнённая стоимость строительства 1 км кабельной линии, млн.руб./км;

- длина кабельной линии 10 кВ, км.

Расчёт по (7.1)-(7.3):

млн. руб;

млн. руб;

K=19,0375+882450=882469 млн. руб.



Заключение

При проектировании рассмотрены местные условия для строительства ТЭЦ, выбрано место строительства, технологическая схема, 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 ТЭЦ с применением унифицированных схем, современных серийно выпускаемых аппаратов. Выбор аппаратов и проводников производился с учётом практики и методики проектирования аналогичных объектов, на основании действующих нормативных технических документов.



Список использованных источников

1. Лабейш В.Г. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии. Учеб. Пособие. - СПБ.: СЗТУ, 2003. - 38 с.

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

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

4. 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.

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

6. 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.

7. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020г. распоряжение № 215-р от 22.02.2008г. Правительства Российской Федерации.

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

9. Трансформаторы тока в схемах релейной защиты. - М.: НТФ "Энергопресс", 1998.

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

Размещено на Allbest.ru