Размещено на http://www.allbest.ru/

Техническая диагностика электрооборудования ГРЭС 1700МВт



ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Сведения о проектируемой ГРЭС:

1. Суммарная мощность тыс. кВт с предполагаемой установкой агрегатов 6200 и 1х500 МВт.

2. Максимальная нагрузка собственных нужд (в % от установленной мощности) %.

3. Коэффициент мощности максимальной нагрузки СН

Сведения о потребителях приведены в табл. 1.1

Таблица 1.1-Параметры потребителей.

Наименование параметра	На напряжении
	среднем	высшем
Номинальное напряжение сети, кВ	110	330
Максимальная суммарная нагрузка, тыс. кВт	380	Избыток
Минимальная суммарная нагрузка, тыс. кВт	320	Избыток
Коэффициент мощности нагрузки	0,82	-
Число всех отходящих линий цепей ЛЭП на данном напряжении, включая связи с системой (плюс резервных ячеек на развитие ЭС)	10	4
Мощность нагрузки наиболее нагруженной ЛЭП, тыс. кВт: а) в нормальный максимум б) при использовании резервной способности ЛЭП в предельном аварийном длительном режиме.		700 900
Число часов использования максимальной нагрузки в год , ч	4250	4250

Таблица 1.2-Сведения о связи с энергосистемами.

Наименование параметра	Система I	Система II
Синхронная мощность системы, тыс. кВА	3200	5000
Реактивное сопротивление системы в базе синхронной мощности, отн.ед.	0,95	1,05
Напряжение линий связи с системой, кВ	110	330
Число линий связи с системой	2	2
Длина каждой цепи линий связи с системой, км	45	250



АННОТАЦИЯ

Целью курсового проекта является:

Углубленное изучение вопроса по технической диагностике электрооборудования ГРЭС 1700 МВт. В данном курсовом проекте рассмотрены следующие вопросы:

1.Выбор главной схемы ГРЭС.

2.Расчет токов короткого замыкания.

3. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей в РУ 110 кВ и 330 кВ.

4.Контроль и управление режимами работы автотрансформатора 330 кВ.



ВВЕДЕНИЕ

Энергетика является определяющей отраслью для развития экономики России, без ее развития прогресс в стране невозможен.

Теплоэнергетика и электроэнергетика играют ведущую роль в развитии всех отраслей хозяйства. В настоящее время большинство энергетических предприятий России выработали свой ресурс полностью или более чем на 50%.

Поэтому необходимо проектировать и строить новые мощные электростанции, оснащенные современным оборудованием, средствами измерения и автоматического управления теплоэнергетическим процессом.

В настоящее время промышленность выходит из кризиса и все больше нуждается в тепловой и электрической энергии. Строятся новые жилые массивы и производственные комплексы, что предопределяет ввод в эксплуатацию все новых и более мощных электростанций [7].

Актуальным является вопрос о повышении КПД турбоагрегатов и электростанции в целом. В курсовом проекте поставлена задача спроектировать ГРЭС мощностью 1700 МВт.



1. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

1.1 Выбор турбогенераторов, распределение их по напряжениям

В соответствии с заданием принимаем к установке 4 турбогенератора типа ТГВ-300-2У3 и 2 генератора типа ТГВ-500 2У.

Таблица 3 - Основные характеристики турбогенераторов.

Генератор	n, об/мин	, МВт.
ТГВ-200 АУ3	3000	200	235,3	0.81	15,75	8,625	0,19	0.54
ТВВ-500-2ЕУ3	3000	500	588	0,81	20	17	0,242	0.468

Распределение турбогенераторов по напряжениям производим таким образом, чтобы получить минимальную мощность трансформаторов связи. Целесообразным может оказаться один из вариантов структурных схем ГРЭС, приведенных рис.1.1.

Рисунок 1.1-Структурная схема ГРЭС (1-й вариант)



Рисунок 1.2-Структурная схема ГРЭС (2-й вариант)

1.2 Расчет перетоков мощности через трансформаторы связи

Вариант 1.

Нормально-максимальный режим.

Полная мощность генератора, МВА:

Мощность нагрузки собственных нужд, МВА:



Генерируемая мощность на шинах РУ 110кВ, МВА:

Мощность нагрузки на среднем напряжении, МВА:

Мощность перетока, МВА:

Нормально-минимальный режим.

Мощность нагрузки на среднем напряжении, МВА:



Мощность перетока, МВА:

Аварийно-максимальный режим.

Генерируемая мощность на шинах РУ 110кВ, МВА:

Мощность перетока, МВА:

Аварийно-минимальный режим.

Мощность перетока, МВА:



Вариант 2.

Полная мощность генератора, МВА:

Мощность нагрузки собственных нужд, МВА:

Нормально-максимальный режим.

Генерируемая мощность на шинах РУ 110 кВ, МВА:

Мощность перетока, МВА:

;

Нормально-минимальный режим.

Мощность перетока, МВА:

Аварийно-максимальный режим.

Генерируемая мощность на шинах РУ 110кВ, МВА:

Мощность перетока, МВА:

Аварийно-минимальный режим.

Мощность перетока, МВА:

Результаты расчета приведены в таблице-1.3.

Таблица 1.3-Результаты расчета перетоков мощности.

Режим	, МВА, для варианта
	1	2
Нормально-максимальный	20,29	141,45
Нормально-минимальный	65,88	213,17
Аварийно-максимальный	235,78	235,99
Аварийно-минимальный	162,96	162,96

Вывод: на основании сравнения вариантов структурной схемы ГРЭС по значениям наибольшего перетока мощности через трансформаторы связи наиболее экономичным, с точки зрения стоимости трансформаторов связи, является вариант 1 (рисунок 1.1), поэтому принимаем его к дальнейшему расчету.

1.3 Выбор силовых трансформаторов

турбогенератор трансформатор короткий замыкание

Мощность двухобмоточных трансформаторов, работающих в блоках с генераторами, определяется по формуле:

МВА,

МВА.

Выбираем трансформаторы ТДЦ 250000/110, ТДЦ250000/330 и ТЦ630000/330-71У1 [2].

Мощность рабочего трансформатора собственных нужд блока 200 МВт.

МВА,

Выбираем трансформатор ТДНС-16000/20.

Мощность рабочего трансформатора собственных нужд блока 500 МВт.

МВА,

Выбираем трансформаторы ТРДНС-63000/35 и ТРДНС16000/20.

Пуско-резервные трансформаторы собственных нужд, подключаемые на низшую сторону автотрансформатора связи, выбираем трансформаторы ТРДНС-63000/35-72У1 и ТРДНС-25000/35.

Резервный трансформатор собственных нужд, подключаемый на ОРУ 110 кВ, выбираем трансформатор ТДТН 63000/110.

Мощность автотрансформатора связи выбираем по значению наибольшего перетока мощности 235,78 МВА:

Принимаем к установке два автотрансформатора

АТДЦН-200000/330/110

Таблица1.4-Основные параметры трансформаторов.[3]

Трансформатор	Sном	Uвн	Uсн	Uнн	Px	Pк	Uквс	Uксн	Uквн
ТДЦ250000/110	250	121	-	15,75	170	550	-	-	10,5
ТДЦ250000/330	250	347	-	15,75	214	605	-	-	11
ТЦ630000/330-71У1	630	347	-	20	345	1300	-	-	20
ТДНС-16000/20	16	15,75	-	6,3	17	85	-	-	10
ТДТН-63000/110	63	115	-	6.6	53	290	-	-	10,5
ТРДНС-63000/35	63	20	-	6,3	50	250	-	-	12,7
ТРДНС-63000/35-72У1	63	27	-	6,3	44	250	-	-	10
АТДЦН-200000/330/110	200	330	-	6,3	155	560	-	-	10,5

1.4 Выбор схем коммутации РУ

Для РУ 110 кВ принимаем схему двойная система шин с обходной. Для РУ-330 кВ принимаем схему четыре выключателя на три присоединения [1].



2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей станции необходимо знать величины ТКЗ. С этой целью составим СЗПП, рис.2.1

Рисунок 2.1-Схема замещения.

Для расчета ТКЗ в относительных единицах с приближенным приведением зададимся следующими параметрами:

МВА; кВ;кВ.

2.1 Расчет параметров электрической схемы замещения

Схема замещения ГРЭС включает следующие элементы:

- систему

- линию связи с системами

;

- трансформаторы блоков



- генераторы

- автотрансформаторы связи

2.2 Расчет токов КЗ в точке К1

Рисунок 2.2-Схема замещения.

По рисунку 2.1 отбросив элементы, не обтекаемые током короткого замыкания, составляем схему (рисунок 2.2), для которой определим значения сопротивлений:

;

;



;

;

;

;

;

;

;

;

;

Преобразовав СЗ (рисунок 2.2), получим схему, представленную на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3-Схема замещения.

Значения сопротивлений ветвей СЗ (рисунок 2.2) следующие:

Примем к установке в цепи линии выключатель типа ВВБ-220Б-31,5/2000У1 , у которого собственное время отключения , а полное время отключения и приступим ко второму этапу расчета токов КЗ.

На втором этапе расчета заполняем правую половину табл.6, определяя следующие величины:

- момент времени расхождения контактов выключателя

,

где tpз min - минимальное время действия РЗ, принятое равным 0.01 с;

- максимальное время существования КЗ

,

где tрзmax - максимальное время действия РЗ;

- коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ

,

- апериодическую составляющую тока КЗ в момент

;

- периодическую составляющую тока КЗ

,

где - коэффициент затухания периодической составляющей тока КЗ i-й ветви, определяемый по типовым кривым.

2.2 Расчет токов КЗ в точке К1

В таблице 2.4, 2.6 представлены следующие формулы:

Таблица 2.4 Расчет КЗ в точке 1.

Точка К3, однофазное КЗ, Uб = 115 кВ, Iб = 1,122 кА
Sб,МВ*А	1000
Uср,КВ	115
E"	1	1,13	1,13	1,13	1,13	1,13	1,13	1,13	1
Х,о.е	0,98	1,22	1,22	10,13	10,13	10,13	10,13	4,57	4,52
I,кА	5,02	5,02	5,02	5,02	5,02	5,02	5,02	5,02	5,02
I0п,Ка	5,12	4,65	4,65	0,56	0,56	0,56	0,56	1,24	1,11
S ном ис,Мв*А	3200	235,3	235,3	235,3	235,3	235,3	235,3	588	5000
Iном ист,кА	16,08	1,18	1,18	1,18	1,18	1,18	1,18	2,96	25,13
Iпо/Iном ист	0,32	3,93	3,93	0,47	0,47	0,47	0,47	0,42	0,04
y	0,59	0,62	0,62	0,98	0,98	0,98	0,98	0,99	0,99
Iпt,кА	3,02	2,88	2,88	0,55	0,55	0,55	0,55	1,23	1,10
Ку	1,65	1,965	1,965	1,965	1,965	1,965	1,965	1,973	1,75
Та	0,02	0,26	0,26	0,26	0,26	0,26	0,26	0,35	0,04
iу,кА	11,83	12,79	12,79	1,54	1,54	1,54	1,54	3,43	2,72
е	0,17	0,87	0,87	0,87	0,87	0,87	0,87	0,90	0,42
iat,кА(3)	1,25	5,69	5,69	0,69	0,69	0,69	0,69	1,57	0,65



Таблица 2.5 - Сводная таблица результатов расчета КЗ

Ист.	Iп0,кА	Iпt,кА	iat,кА	I уд,кА	Ik,кА
С1	5,12	3,02	1,25	11,83	5,52
G1	4,65	2,88	5,69	1,73	9,76
G2	4,65	2,88	5,69	1,73	9,76
G3	0,56	0,55	0,69	2,66	1,47
G4	0,56	0,55	0,69	2,66	1,47
G5	0,56	0,55	0,69	2,66	1,47
G6	0,56	0,55	0,69	2,66	1,47
G7	1,24	1,23	1,57	3,14	3,31
C2	1,11	1,1	0,65	2,75	2,21
Сумма	19,01	13,31	17,61	31,82	36,43

2.3 Расчет токов КЗ в точке К2

Используя методику, приведенную при расчете токов КЗ в точке К1 рассчитаем токи КЗ в точке К2. Результаты расчетов сведем к таблицах №№ 2.6, 2.7.

Таблица 2.6

Точка К3, однофазное КЗ, Uб = 340 кВ, Iб = 1,122 кА
Sб,МВ*А	1000
Uср,КВ	340
E"	1	1,13	1,13	1,13	1,13	1,13
Х,о.е	3,69	3,26	3,26	2,44	1,96	0,98
I,кА	5,02	5,02	5,02	5,02	5,02	5,02
I0п,Ка	1,36	1,74	1,74	2,32	2,89	5,79
S ном ис,Мв*А	235,3	235,3	235,3	235,3	235,3	235,3
Iном ист,кА	1,18	1,18	1,18	1,18	1,18	1,18
Iпо/Iном ист	1,15	1,47	1,47	1,97	2,45	4,89
y	0,59	0,62	0,62	0,98	0,98	0,98
Iпt,кА	0,80	1,08	1,08	2,28	2,84	5,67
Ку	1,65	1,965	1,965	1,965	1,965	1,965
Та	0,02	0,26	0,26	0,26	0,26	0,26
iу,кА	3,14	4,79	4,79	6,40	7,96	15,92
е	0,17	0,87	0,87	0,87	0,87	0,87
iat,кА	0,33	2,13	2,13	2,84	3,54	7,08

Таблица 2.7-Сводная таблица результатов расчета однофазного КЗ

Ист.	Iп0,кА	Iпt,кА	iat,кА	I уд,кА	Ik,кА
С2	1	0,8	0,33	11,83	1,46
G1	1,36	1,08	2,13	1,73	3,66
G2	1,74	1,08	2,13	1,73	3,66
G3	1,74	2,28	2,84	2,66	6,06
G4	2,32	2,84	3,54	2,66	7,56
C1	5,79	5,67	7,08	2,75	15,10
Сумма	13,95	13,75	18,05	23,36	37,50

С помощью найденных значений Iп0, Iпt, iat, I уд, Ik можем рассчитать необходимые значения для выбора электрических аппаратов.



3. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

3.1 Выбор выключателей

3.1.1 Выбор выключателей в ОРУ 110кВ

Принимаем к установке воздушные выключатели типа ВВБ-220Б-31,5/2000У1со следующими параметрами:

Таблица 3.1-Параметры выключателя ВВБ-220Б-31,5/2000У1

Номинальное напряжение UНQ	220кВ
Наибольшее рабочее напряжение UMAX	252кВ
Номинальный ток IНQ	2000 А
Номинальный ток отключения IНО	31,5 кА
Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения СВНДОП	1.2кВ/мкс
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС	90 кА
Действующее значение сквозного тока IПС	35 кА
Наибольший пик номинального тока включения iНВ	102 кА
Действующее значение номинального тока включения IНВ	40 кА
Ток термической стойкости IТС	40/3 кА
Время термической стойкости tТС	3 с
Время отключения tВО	0.07 с
Собственное время отключения tСВ	0.05 с

Проверка выключателя на отключающую способность.

В качестве расчетного для этой проверки примем ток однофазного КЗ, т.к. он больше трехфазного. Для этого вида КЗ надо знать периодическую и апериодическую составляющую тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя в цепи Q:

= tРЗ min+ tСВ= 0.04+ 0.01= 0.05 с.

Согласно табл. 7 =13.31 кА, ia=17,61 кА.

Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя:

65,48>36,43

т.е. выполняется условие проверки по полному току КЗ.

Таблица 3.2-Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины.

№п/п	Расчетные данные		Условие	Каталожные данные
1	Uсети=	110	?	Uном=		220
2	Iном.рас.=	26,2	?	Iном=		31,5
3	Ipt=	13,71	?	Iном.откл=		31,5
4	Iat=	17,61	?	1,4*B*Iотк=	17,64
5	1,4*Ipt+Iat	36,80	?	1,4*Iном.ток(1+B/100)	61,74
6	Iуд.=	31,82	?	I.вкл=		90
7	Iуд.=	31,82	?	Iпр.ск=		102
8	Bk=Ipo^2*отк+Tа	669,01	?	Iтерм^2*tотк	4800

3.1.2 Выбор выключателей 330 кВ

В качестве выключателя для ОРУ 330 кВ принимаем выключатель типа ВВБ-500А-35,5/2000У1 со следующими параметрами:

Таблица 3.3-Основные характеристики выключателя типа ВВБ-500А-35,5/2000У1.

Номинальное напряжение UНQ	500 кВ
Номинальный ток IНQ	2000 А
Номинальный ток отключения IНО	35,5 кА
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС	102 кА
Действующее значение сквозного тока IПС	40 кА
Наибольший пик номинального тока включения iНВ	90 кА
Действующее значение номинального тока включения IНВ	35,5 кА
Ток термической стойкости IТС	40 кА
Время термической стойкости tТС	2 с
Время отключения tВО	0,08 с
Собственное время отключения tСВ	0.06 с

Проверка выключателя по режиму КЗ

В качестве расчетного для этой проверки примем ток трехфазного КЗ, т.к. он больше двухфазного. Для этого вида КЗ надо знать периодическую и апериодическую составляющую тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя в цепи Q:

= tРЗ min+ tСВ= 0.01+ 0.06= 0.07 с.

70,29>36,43

т.е. выполняется условие проверки по полному току КЗ.

ВК ДОП = 4800> ВК РАСЧ = 12,44+ 12,40 = 24,84 кА2•с, т.е. условие проверки на термическую стойкость выполняется.

Проверка выключателя на динамическую стойкость

т.е. условия проверки выполнены.



Таблица 3.4-Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины

№п/п	Расчетные данные		Условие	Каталожные данные
1	Uсети=	330	?	Uном=		500
2	Iном.рас. =	26,2	?	Iном=		35,5
3	Ipt=	13,71	?	Iном.откл=		35,5
4	Iat=	17,61	?	1,4*B*Iоткл=	19,88
5	1,4*Ipt+Iat	36,80	?	1,4*Iном.отк(1+B/100)	69,58
6	Iуд.=	31,82	?	Iвкл=		90
7	Iуд..=	31,82	?	Iпр.ск.=		102
8	Bk=Ipo^2*отк+Tа	829,95	?	Iтерм^2*tтерм	3200

3.2 Выбор разъединителей

Разъединитель выбирают по номинальному току, номинальному напряжению, конструкции и по роду установки, а проверяют на динамическую и термическую стойкость в режиме КЗ.

3.2.1 Выбор разъединителей в ОРУ 110кВ

Выбираем разъединитель наружной установки типа РНД110/2000У1.

Таблица 3.5-Номинальные параметры разъединителя типа РНД110/2000У1.

Номинальное напряжение UНQS	110кВ
Номинальный ток IНQS	2000 А
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС	100 кА
Ток термической стойкости IТС	40 кА
Время термической стойкости tТС	3 с

Соотношения табличных и расчетных параметров показывают, что выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки в данной цепи.



Таблица 3.6-Соотношения табличных и расчетных параметров

№п/п	Расчетные данные	Условие	Каталожные данные
1	Uсети=	110	?	Uном=		110
2	Iном.рас =	26,2	?	Iном=		2000
3	Iуд=	31,82	?	Iпр.ск.=		100
4	Вк=	669,01	?	Iпр^2*tотк=	4800,00

3.2.2 Выбор разъединителей ОРУ 330 кВ

Выбираем разъединитель внутренней установки типа РНД-330У/3200У1.

Таблица 3.7-Номинальные параметры разъединителя типа РНД-330У/3200У1.

Номинальное напряжение UНQS	330 кВ
Номинальный ток IНQS	32000 А
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС	160 кА
Ток термической стойкости IТС	63 кА
Время термической стойкости tТС	1 с

Соотношения табличных и расчетных параметров показывают, что выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки в данной цепи.

Таблица 3.8-Соотношения табличных и расчетных параметров

№п/п	Расчетные данные	Условие	Каталожные данные
1	Uсети=	330	?	Uном=		330
2	Iном.рас =	26,2	?	Iном=		3200
3	Iуд=	31,82	?	Iпр.ск.=		160
4	Вк=	669,01	?	Iпр^2*tотк=	7938,00

3.3 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению, току и классу точности.

В режиме КЗ они проверяются на электродинамическую и термическую стойкость и на соответствующую нагрузку вторичных цепей выбранному классу точности [4].

3.3.1 Выбор трансформаторов тока в ОРУ 110 кВ

В качестве трансформатора тока в ОРУ 110 кВ примем трансформатор тока типа ТФЗМ110Б-1.

Таблица 3.9-Номинальные параметры трансформатора типа ТФЗМ110Б-1

Номинальное напряжение UНQ	110 кВ
Номинальный ток IНQ	800 А
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС	153 кА
Ток термической стойкости IТС	62 кА
Время термической стойкости tТС	1 с
Номинальная нагрузка в классе 0.5 z2н	1,2 Ом

Таблица 3.10-Перечень измерительных приборов подключенных ко вторичной обмотке трансформатора тока, установленного в присоединении линии.

№	Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, ВА
			А	В	С
1	Амперметр	Э-335	0.5	0.5	0.5
2	Ваттметр	Д-335	0.5	-	0.5
3	Варметр	Д-335	0.5	-	0.5
4	Счетчик активной энергии	СА3-4681	2.5	2.5	-
5	Счетчик реактивной энергии	СР4-4676	-	2.5	2.5
	Sпр , ВА		4	5.5	4



Таблица 3.11-Перечень измерительных приборов подключенных ко вторичной обмотке трансформатора тока, установленного в присоединении блока

№	Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, ВА
			А	В	С
1	Амперметр	Э-335	0.5	-	-
	Sпр , ВА		0.5	-	-

Примем к установке кабель КВВГ-2.5

z2расч = 1.4 + 0.02 + 0.05 =1.47 Ом

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

Таблица 3.12-Перечень измерительных приборов, подключенных ко вторичной обмотке трансформатора тока, установленного в присоединении автотрансформатора

№	Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, ВА
			А	В	С
1	Амперметр	Э-335	0.5	-	-
2	Ваттметр	Д-335	0.5	-	0.5
3	Варметр	Д-335	0.5	-	0.5
4	Счетчик реактивной энергии	СР4-4676	2.5	2.5	-
	Sпр , ВА		4	2.5	1

Примем к установке кабель КВВГ-2.5

z2расч = 1.212 + 0.16 + 0.1 =1.472 Ом

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

Таблица 3.13-Параметры трансформатора тока и соответствующие расчетные величины

№п/п	Расчетные данные	Условие	Каталожные данные
1	Uсети=	110	<или=	Uном=		110
2	Iном.рас=	0,25	<или=	Iном=		50
3	Z2рас=	1,13	<или=	Z2=		1,2
4	Iуд=	31,82	<или=	Iу=		42
5	Вк=	669,01	<или=	Iтерм^2*tотк=	2352



3.3.2 В качестве трансформатора тока в ОРУ 330 кВ примем трансформатор тока типа ТФУМ 330 А

Таблица 3.14-Номинальные параметры трансформатора типа ТФУМ 330 А.

Номинальное напряжение UНQ	330 кВ
Номинальный ток IНQ	2000 А
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС	153 кА
Ток термической стойкости IТС	77,2 кА
Время термической стойкости tТС	2 с
Номинальная нагрузка в классе 0.5 z2н	2 Ом

Таблица 3.15-Параметры трансформатора тока и соответствующие расчетные величины

№п/п	Расчетные данные	Условие	Каталожные данные
1	Uсети=	330	?	Uном=		330
2	Iном.рас =	0,25	?	Iном=		500
3	Z2рас=	1,13	?	Z2=		1,2
4	Iуд=	31,82	?	Iу=		99
5	Вк=	669,01	?	Iтерм^2*tотк=	744,98

3.4 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения выбирают:

- по напряжению ;

- по конструкции и схеме соединения обмоток.

3.4.1 Выбор трансформатора напряжения в ОРУ 110 кВ

Проверку работы ТН в классе точности производят по его суммарной нагрузке, которая определяется подключаемыми приборами приведенными в таблице.

Полная суммарная потребляемая мощность



Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа НКГ-500-УХЛ1 с номинальной мощностью в классе 0.5

S2н = 400 ВА, соединенные в группу Y/Y/

3S2н = 1200 ВА >S2 = 226,27 ВА,

т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Таблица 3.16-параметры ТН НКФ-110-83У1 ОРУ 110 кВ

№п/п	Расчетные данные	Условие	Каталожные данные
1	Uсети=	110	?	Uном=		110
2	Sрас=	226,27	?	Sрас=		1200

Таблица 3.17-Суммарной нагрузке, определяемая подключаемыми приборами.

№	Место установки и перечень приборов	Число присоединений	Тип прибора	Sном обм, ВА	Число обмоток	cos	sin	Общее число приборов	P, Вт	Q, ВАр
1	Тупиковые ЛЭП: - ваттметр - варметр - ФИП - счетчик активной энергии - счетчик реактивной энергии	2	Д-335 Д-335 САЧ- 4681 САЧ- 4676	1.5 1.5 3 2 3	2 2 1 2 2	1 1 1 0.38 0.38	0 0 0 0.925 0.925	2 2 2 2 2	6 6 6 3.04 4.56	0 0 0 7.4 11.1
2	ЛЭП связи с системой: - ваттметр - варметр - ФИП - счетчик активной энергии	2	Д-335 Д-335 СА3-4681	1.5 1.5 3 2	2 2 1 2	1 1 1 0.38	0 0 0 0.925	2 2 2 4	6 6 6 6.08	0 0 0 14.8
3	Сборные шины: - вольтметр - вольтметр регистрирующий - ваттметр регистрирующий - частотомер регистрирующий - осциллограф	1	Э-335 Н-395 Н-395 Н-397	2 10 10 7 10	1 1 1 1 1	1 1 1 1 1	0 0 0 0 0	1 2 1 2 1	2 20 10 14 10	0 0 0 0 0
4	Приборы колонки синхронизации: - вольтметр - частотомер - синхроноскоп	1	Э-335 Э-362 Э-327	2 1 10	1 1 1	1 1 1	0 0 0	1 1 1	2 1 10	0 0 0
5	Приборы АТС: - ваттметр - варметр	1	Д-335 Д335	1.5 1.5	2 2	1 1	0 0	1 1	3 3	- -
	Итого:								124. 68	33.3

3.4.2 Выбор трансформаторов напряжения в ОРУ 330 кВ

Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа НКФ-330-73-У1 с номинальной мощностью в классе 0.5 [5].

S2н = 400 ВА, соединенные в группу Y/Y/

3S2н = 1200 ВА >S2 = 226,27 ВА,

т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Таблица 3.18-Параметры ТН НКФ-330-73-У1 ОРУ 330 кВ.

№п/п	Расчетные данные	Условие	Каталожные данные
1	Uсети=	330	?	Uном=		330
2	Sрас=	226,27	?	Sрас=		1200



4. КОНТРОЛЬ И УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ АВТОТРАНСФОРМАТОРА 330 КВ

В электромагнитных преобразователях энергии- трансформаторах- передача энергии из одной обмотки в другую осуществляется магнитным поле, энергия которого сосредоточена в магнитном поле, энергия которого сосредоточена в магнитопроводе. В автотрансформаторах передача энергии осуществляется как магнитным полем, так и за счет электрической связи между первичной и вторичной обмотки.

Везде, где необходимо преобразовывать близкие напряжения (110 и 330 в нашем случае) используются только автотрансформаторы.

Автотрансформаторы из-за меньшего расхода активных материалов в заданных габаритах удается выполнить на большую мощность, чем трансформатор. В конструктивном отношении автотрансформаторы, практически не отличаются от трансформаторов. На стержнях магнитопровода располагаются две обмотки. Выводы берутся от двух обмоток и общей точки. Большинство деталей автотрансформатора в конструктивном отношении не отличаются от деталей трансформатора. Обычно активная часть АТ помещается в баке, наполненном масле [8].

Контроль за работой двухобмоточного трансформатора ведут с помощью комплекта, включающего в себя амперметр, ваттметр, вар- метр и счетчики ватт-часов и вольт-ампер-часов (реактивный). Вместо двух раздельных приборов - ваттметра и варметра - для экономии места на панели практикуют использование одного комбинированного прибора с переключателем в цепях напряжения. Если возможен реверсивный режим работы трансформатора, то устанавливают ваттметр и варметр с двусторонней шкалой и два комплекта счетчиков со стопорами, разрешающими вращение диска только в какую-нибудь одну сторону. Приборы для измерения мощности и энергии, передаваемой через трансформатор, рекомендуется подключать со вторичной стороны, т. е. у понижающего трансформатора - со стороны низшего напряжения, а у повышающего - со стороны высшего напряжения. Если на стороне высшего напряжения повышающего трансформатора отсутствуют трансформаторы тока нужного класса точности, то допускается измерение мощности и энергии на стороне низшего напряжения.

Трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы требуют установки дополнительного комплекта измерительных приборов на стороне среднего напряжения, аналогичного комплекту, установленному на стороне высшего или низшего напряжения. Если двухобмоточный трансформатор работает в блоке с генератором, то специального комплекта измерительных приборов для него не требуется, так как представляется возможным использовать комплект приборов генератора.

Рисунок 4.1-Автотрансформатор 330 кВ

Линии напряжением 110 кВ и выше сетей районного значения нуждаются в контроле за током и мощностью. На линиях 330-500 кВ устанавливают три амперметра, тогда как на линиях 110-220 кВ контроль за токами трех фаз выполняется лишь при пофазном управлении выключателями или при использовании возможности длительной работы линии в неполнофазном режиме. Па тупиковых линиях 110, 220 кВ со стороны питания ставят ваттметр и варметр, а на линиях двустороннего питания предусматривают совмещенный прибор -- ваттметр-варметр с двусторонней шкалой. Такой же прибор устанавливают и на линиях 330-500 кВ, Учет активной энергии должен быть обеспечен лишь на линиях межсистемных связей, где для этой цели с каждого конца устанавливают счетчики со стопорными механизмами.

На сборных шинах РУ электростанций, которые являются узлами электроустановки, ведется контроль за основными показателями качества выдаваемой электроэнергии - напряжением и частотой. Для этой цели на каждой секции генераторного напряжения станции с местной нагрузкой и на каждой системе шин повышенного напряжения РЭС устанавливают показывающие вольтметры и частотомеры. Кроме того, на сборных шинах генераторного напряжения ставят два комплекта регистрирующих приборов - вольтметр и частотомер. На шинах повышенного напряжения районной электростанции регистрирующий частотомер ставят при мощности станции 200 МВт и более, а регистрирующий вольтметр - когда сборные шины являются контрольной точкой системы по напряжению или когда к ним подключены линии межсистемных связей.

Характер контроля за напряжением зависит от вида рабочего заземления сети. В незаземленных и компенсированных сетях 6-35 кВ режим однофазного замыкания на землю может быть длительный. Поэтому наряду с контролем за междуфазными напряжениями там следует измерять и напряжения фаз относительно земли. С этой, целью на сборных шинах 6-35 кВ электроустановок (станций и подстанций) предусматривают один вольтметр (без переключения) для измерения междуфазного напряжения и три вольтметра для измерения трех фазных напряжений относительно земли. В эффективно- заземленных сетях напряжением 110 кВ и выше, где однофазные к. з. отключаются автоматически, достаточно следить лишь за междуфазными напряжениями. На сборных шинах электроустановок этих напряжений устанавливают один вольтметр с переключением, позволяющим измерять три междуфазных напряжения.

Для записи изменения параметров при аварийных режимах на электростанциях и подстанциях (при напряжениях 110 кВ и выше) применяют регистрирующие электроизмерительные приборы с ускоренной записью. В нормальном режиме бумага, на которой производится запись контролируемой величины, передвигается со скоростью 60 мм/ч. При возникновении аварийного режима скорость передвижения бумаги автоматически возрастает до 36 000 мм/ч. Ускоренная запись производится в течение 24 с, что обычно вполне достаточно для регистрации аварийных процессов в энергосистемах. При этом осциллографируются напряжения на сборных шинах (фазные и нулевой последовательности) и токи на линиях (тоже фазные и нулевой последовательности) [6].



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте были рассмотрены:

1. Выбор схемы электрических соединений.

2. Расчет токов короткого замыкания.

3. Выбор электрических аппаратов.

4. Выбор токоведущих частей.

5. Контроль и управление режимами работы автотрансформатора 330 кВ.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Правила устройства электроустановок 6, 7 издание (издание ПУЭ-2009).

2.Рожкова Л.Д., Карнеева Л.К., Чиркова Т.В, Электрооборудование электрических станций и подстанций.

3. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергия, 1978. - 456с.

4. Васильев А.А. Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576c.

5. Чалдаева, Л. А. Экономика предприятия: учебник для бакалавров / Л. А. Чалдаева. -- 3-е изд., перераб. и доп.-- М.: Юрайт, 2013. -- 411 с.

6. Правила технической эксплуатации и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. - М.: Энергоатомиздат, 1986.

7.Журнал «Энергия единой сети»; 2014-80 c.

8.Комылов И.П. Электрические машины: 2-е изд., перераб. - М.: Высшая шк.; Логос;2000 - 607 с.

Размещено на Allbest.ru