Специфика электрической части ТЭЦ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Исходные данные

энергия трансформатор напряжение схема мощность

Установленная мощность ТЭЦ - 240 МВт.

Потребители:

а) на генераторном напряжении

- номинальное напряжение Uном. = 10 кВ;

- максимальная нагрузка Рmax. = 100 МВт;

- минимальная нагрузка Рmin. = 80 МВт;

б) на повышенном напряжении:

- номинальное напряжение Uном. = 110 кВ;

- максимальная нагрузка Рmax. = 100 МВт;

- минимальная нагрузка Рmin. = 75 МВт;

Связь с системой:

- номинальное напряжение Uном. = 220 кВ;

- число линий 2;

- длина линий 175 км;

Система:

- установленная мощность Рс = 1700 МВт;

- относительное номинальное сопротивление Хс = 0,48;

Разработать конструкцию РУ - 220 кВ.

Введение

Электростанциями называют предприятия или установки, предназначенные для производства электрической энергии.

По особенностям основного технологического процесса преобразования энергии и виду используемого энергетического ресурса электростанции подразделяют на тепловые (ТЭС), атомные (АЭС), гидроаккумулирующие (ГАЭС), газотурбинные и др.

На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в парогенераторе (котле) в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединённую с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат газ, мазут, а так же уголь, торф, горючие сланцы.

Специфика электрической части ТЭЦ определяется положение электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может вдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создаётся обычно генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избыток мощности выдаётся в энергосистему на повышенном напряжении.

Существенной особенностью ТЭЦ является так же повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции с учётом выдачи тепла. Это обстоятельство определяет большой относительный расход электроэнергии на собственные нужды.

В данном курсовом проекте рассмотрен расчёт электрической части ТЭЦ с установленной мощностью 240 МВт.

1. Выбор основного оборудования и разработка схем выдачи энергии

К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество агрегатов и их параметры выбираются в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и других условий.

Число и мощность генераторов на ТЭЦ выбирают в зависимости от характера тепловых и электрических нагрузок, при этом используют только турбогенераторы. Так как мощность потребителей на генераторном напряжении составляет 30% от мощности станции, то следует сооружать комплектное распределительное устройство (КРУ).

Cсвязь между РУ напряжений 10, 110, 220 кВ осуществляется при помощи трансформаторов связи.

Структурные схемы выдачи электроэнергии для обоих рассматриваемых вариантов приведены на рис. 1 и 2.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 1. Первый вариант выдачи электроэнергии

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 2. Второй вариант выдачи электроэнергии

2. Выбор генераторов

На проектируемой ТЭЦ для двух вариантов выбираем генераторы типа:

ТВФ - 60 - 2 (UН. = 10,5 кВ, S = 75 МВА, cos = 0,8., КПД= 0,985., n = 3000 об/мин., x''d = 14,6 %).

3. Выбор трансформаторов связи

Так как наша ТЭЦ блочная, т.е. питание потребителей осуществляется через КРУ-10 кВ, то выбор трансформаторов производим, как для любой блочной станции.

Расход мощности на собственные нужды (СН) одного турбогенератора для первого варианта S_сн находим по формулам (принимаем Р_СН = 10%):

Р_сн= (Р_сн% / 100) Р_уст.

где Рсн% - расход на собственные нужды, принимаем 10%;

Ру - установленная мощность генератора, МВт.

Р_сн= (10/100)60 = 6 МВт.

Sсн = Pсн /cos

Sсн= 6/0,8 = 7,5 МВА.

Qсн = tgгРсн,

где tgг = 0,75, так как сosг = 0,8 (для генератора);

Qсн = 60,75 = 4,5 Мвар.

Реактивную мощность генератора Qг, находим по формуле:

Qг = Ргtgг,

Qг = 600,75 = 45 Мвар.

Реактивные нагрузки Qн.max и Qн.min находим по формулам:

Qн.max = Рн.maxtgнг,

Qн.min = Рн.mintgнг,

где tgнг = 0,62, так как cosнг = 0,9 - принимаем.

Qн.max = 1000,9 = 90 Мвар;

Qн.min = 800,9 = 72 МВар,

Определяем расчётную нагрузку трансформаторов связи в режиме минимальных нагрузок Smin.расчет., по формуле:

Smin.расчет.= v(Рг - Рн.min -Рсн)² + (Qг - Qн.min -Qсн)².

Smin.расчет.= v(260-80-26)² + (245-72-24,5)² = 29,41 МВА.

Определяем расчётную нагрузку трансформаторов связи в режиме максимальных нагрузок Smax.расчет., по формуле:

Smax.расчт.= v(Рг - Рн. max -Рсн)² + (Qг - Qн.max -Qсн)² .

Smax.расчт.= v(260-100-26)² + (245-90-24,5)² = 9,43 МВА.

Определяем расчётную нагрузку трансформаторов связи в режиме, при отключении одного генератора Sав.расчет., по формуле:

Sав.расчт.= v(Рг - Рн. max -Рсн)² + (Qг - Qн.max -Qсн)² .

Sав.расчет.= v(60-100-6)² + (45-90-4,5)² = 67,57 МВА.

Мощность трансформатора связи с учётом перегрузки 40%:

Sтр-ра Sрасч_./(КпКв)

Sтр-ра 67,57/(1,40,5) = 96,53 МВА.

где, Кп = 1,4 - коэффициент перегрузки;

Кв = 0,5 - коэффициент выгодности, учитываемый в приведённой фор-муле при условии установки автотрансформатора.

Принимаем стандартную ближайшую мощность и выбираем автотрансформатор связи (Т3 и Т4) типа: АТДЦТН-125000/220/100.

Данные трансформатора заносим в таблицу 1.

Выбираем трансформатор (Т1 и Т2) для блока генератор-трансформатор:

Рсн= (Рсн% / 100) Руст_.

Рсн = (10/100)60 = 6 МВт.

Sсн = Pсн /cos

Sсн = 6/0,8 = 7,5 МВА.

Sрасч. Sном.г - Sсн

Sрасч. 75-7,5 = 67,5 МВА.

Из условия Sтр-ра Sрасч. принимаем стандартную ближайшую мощность и выбираем трансформатор типа: ТДЦ-80000/220.

Данные трансформатора заносим в таблицу.

Расход мощности на собственные нужды (СН) одного турбогенератора для второго варианта Sсн. находим по тем же формулам:

Рсн = (Рсн% / 100) Руст_.

Рсн = (10/100)60 = 6 МВт.

Sсн = Pсн /cos

Sсн= 6/0,8 = 7,5 МВА.

Sрасч. Sном.г - Sсн

Sрасч. 75-7,5 = 67,5 МВА.

Sтр-ра Sрасч_./Кп

Sтр-ра 67,5/1,4 = 48,21 МВА.

Из условия Sтр-ра Sрасч_. принимаем стандартную ближайшую мощность и выбираем трансформатор (Т3 и Т4) типа: ТДЦН-63000/220.

Данные трансформатора заносим в таблицу 1.

Выбираем трансформатор (Т1 и Т2) для блока генератор-трансформатор аналогично, как и для первого варианта, т.е.: Sрасч. 75-7,5 = 67,5 МВА.

Из условия Sтр-ра Sрасч_. принимаем стандартную ближайшую мощность и выбираем трансформатор типа: ТДЦ-80000/220.

Выбираем автотрансформатор связи (Т5 и Т6) из условия:

Sрасч_. Pсн max /(coscн1,4)

Sрасч. 100/(0,81,4) = 89,29 МВА.

Из условия Sтр-ра Sрасч_. принимаем стандартную ближайшую мощность и выбираем автотрансформатор типа: АТДЦТН-125000/220/110.

Данные трансформатора заносим в таблицу 1.

Так как на станции принята схема блочного типа, то рабочий трансформатор запитывается от генераторов, а резервный от РУ-220 кВ.

Рабочие трансформаторы СН выбираем из условия:

Sрт.сн = 0,1Рг / cosсн

Sрт.сн = 0,160/0,8 = 7,55 МВА.

Из условия Sтр-ра Sрт.сн. принимаем стандартную ближайшую мощность и выбираем трансформатор типа: ТДН-10000/10.

Данные трансформатора заносим в таблицу 1.

Пуско-резервный трансформатор СН выбираем по условию:

Sпрт.сн = 1,5Рсн Рг / cosсн

Sпрт.сн = 1,50,160/0,8 = 11,25 МВА.

Из условия Sтр-ра Sпрт.сн принимаем стандартную ближайшую мощность и выбираем трансформатор типа: ТРДН-32000/220.

Данные трансформатора заносим в таблицу 1.

4. Выбор оптимального варианта схемы выдачи электроэнергии

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведённых затрат:

З = ЕнК + И,

где К - капиталовложения в сооружение электроустановки, тыс. у.е.;

Ен = 0,12 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

И - годовые эксплуатационные издержки, тыс. у.е.

И = Иа + Иру = (Ра + Ро)К/100 + ?Э10-5,

где Ра и Ро - отчисления на амортизацию и обслуживание (для оборудования 10ч110 кВ Ра = 6,3%, Ро = 3%; для оборудования 220 кВ: Ра = 6,3%, Ро = 2,%);

?Э - потери энергии, кВТч;

= 0,008 у.е. - стоимость 1 кВтч потерянной энергии.

Потери энергии в двухобмоточном трансформаторе:

?Э = ?РххТ + ?Рк(Sm/Sном)2ф,

где - ?Рхх - потери холостого хода, кВт;

?Рк - потери короткого замыкания, кВт;

Sном - номинальная мощность трансформатора, МВА;

Sm - максимальная нагрузка трансформатора, МВА;

Т - число часов работы трансформатора (Т = 8760 ч.);

ф - число часов максимальных потерь (ф = 4500 ч.).

Потери в автотрансформаторе:

?Э = ?РххТ + ?Рк.вн(Sm.вн/Sн.вн)2ф + ?Рк.сн(Sm.сн/Sн.сн)2ф +

+ ?Рк.нн(Sm.нн/Sн.нн)2ф,

Капиталовложения определяются по укрупнённым показателям стоимости элементов схем [Л-1]. Результаты подсчёта капиталовложений приведены в таблице 1.

Таблица 1

№ п/п	Наименование оборудования	Стоимость единицы оборуд., у.е.	Номер варианта
			Первый	Второй
			Кол-во, шт.	Стоимость	Кол-во, шт.	Стоимость
1. 2. 3. 4. 5.	АТДЦНТ- 125000/220/110 ТДЦ- 80000/220 ТДЦН- 63000/220 ОРУ - 220 кВ ОРУ - 110 кВ	253 189 170 85 42	2 2 - 8 4	512 378 - 680 168	2 2 2 10 4	512 378 340 850 168
Итого:	Х	1738	Х	2248

Произведём расчёт приведённых затрат для первого варианта:

1) потери энергии в трансформаторах ТДЦ - 80000/220:

?Э = 21058760+1/2320(68,33/80)²4500 = 2364861,2 кВТч;

2) потери энергии в автотрансформаторах АТДЦНТ - 125000/220/110:

?Рв = 0,5(?Рв-с+(?Рв-н/Кв²) - (?Рс-н/Кв²)) = 0,5(315 +290/(0,5) ² - 275/(0,5) ²) = 187,5 кВт;

?Рс = 0,5(?Рв-с+(?Рс-н/Кв²) - (?Рв-н/Кв²)) = 0,5(315 +275/(0,5) ² - 290/(0,5) ² = 127,5 кВт;

?Рн = 0,5((?Рв-н/Кв²) + (?Рс-н/Кв²) - ?Рв-с ) = 0,5(290/(0,5) ² +

+ 275/(0,5) ² - 315) = 972,5 кВт;

?Э = 2858760 + 1/2(187,5(96,53/125) ² + 127,5(96,53/125) ²

+972,5(96,53/ 125) ²) 4500 = 3216764,6 кВтч.

3) издержки на эксплуатацию:

И = (6,3 + 2)1738/100 + 0,8(2364861,2 + 3216764,6)10^-5 = 202,519 тыс. у.е.

4) приведённые затраты:

З₁ = 0,121738 + 202,519 = 411,079 тыс. у.е.

Произведём расчёт приведённых затрат для второго варианта схемы:

1) потери энергии в трансформаторах ТДЦ - 80000/220:

?Э = 21058760+1/2320(68,33/80)²4500 = 2364861,2 кВТч;

2) потери энергии в трансформаторах ТДЦН - 63000/220:

?Э = 2708760+1/2280(48,26/63)²4500 = 1596086,8 кВТч;

3) потери энергии в автотрансформаторах АТДЦНТ - 125000/220/110:

?Рв = 0,5((315 +290/(0,5) ² - 275/(0,5) ²) = 187,5 кВт;

?Рс = 0,5((315 +275/(0,5) ² - 290/(0,5) ²) = 127,5 кВт;

Э = 2858760 + 1/2(187,5(38,2/125) ² + 127,5(89,29/125) ² )4500 =

= 1856582,1 кВтч.

3) издержки на эксплуатацию:

И = (6,3 + 2)2242/100 + 0,8(2364861,2 + 1596086,8 + 1856582,1)10^-5 =

= 232,626 тыс. у.е.

4) приведённые затраты:

З₁ = 0,122242 + 232,626 = 501,665 тыс. у.е.

Как видно из проведённых расчётов первый вариант схемы ТЭЦ дешевле второго на 20%.

5. Разработка схем РУ всех напряжений

Согласно разработанным ранее структурным схемам произведём разработку главных схем для обоих вариантов.

В РУ-220 кВ имеем 8 присоединений по первому варианту (4 трансформатора, ПРТСН, 3 линии) и 10 по второму (6 трансформаторов, ПРТСН, 3 линии). Поэтому для обоих вариантов применим схему с двумя рабочими и одной обходной системами шин. В этой схеме для обеспечения надёжности ещё используется шиносоединительный и обходной шиносоединительный выключатели.

В РУ-110 кВ при числе присоединений равном четырём примем схему четырёхугольник (две линии, два трансформатора) для обоих вариантов.

Для КРУ-10 примем одиночную секционированную систему шин. Секционирование определяется числом присоединённых к КРУ генераторов. Количество ячеек определяется числом отходящих линий на стороне 10 кВ

Число отходящих линий определяется по формуле:

Nкл = 1/0,7Рн.max/ 3 Uн(0,3ч0,4)cosнг.

где Uн - номинальное напряжение линии, кВ;

Ток одной линии:

Imax = Pн.max./ 3Uнcosнг.

Произведём расчёт:

Nкл = 1/0,7100/1,73100,90,3 = 32 линии.

Imax = 100/1,73100,932 = 201 А.

Питание потребителей на генераторном напряжении будем осуществлять через два сдвоенных реактора типа РБСГ-10-21000; по 8 линий на каждую секцию. Уточнение параметров реакторов произведём после расчётов токов короткого замыкания.

6. Разработка главной схемы ТЭЦ

Главная схеме электрических соединений ТЭЦ включает в себя основное оборудование - генераторы, трансформаторы, схемы РУ и схему электроснабжения собственных нужд.

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части электростанции, так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и т.д.

7. Расчёт токов короткого замыкания

Расчёт токов короткого замыкания производим для выбора шин, проверки параметров электрооборудования, а так же для выбора или проверки установок релейной защиты и автоматики.

Выбор числа и мест точек короткого замыкания обуславливается конфигурацией схемы и наиболее тяжёлыми режимами для выбираемого в последствии оборудования.

Сопротивление элементов схемы определяются по приведённым ниже формулам.

Для расчётов сопротивлений элементов сети задаёмся базисной мощностью

б = 100 МВА.

Сопротивление системы:

Х = ХSб/Sc;

Сопротивление генераторов:

Х = Хd''Sб/Sном.г.;

Сопротивление двухобмоточных трансформаторов:

Х = (Uk%/100)(Sб/Sном.т);.

Сопротивление автотрансформатора:

Хв = 1/200( Uk.в-с + Uk.в-н + Uk.с-н)(Sб/Sном.т);

Хс = 1/200( Uk.в-с + Uk.с-н + Uk.в-н)(Sб/Sном.т);

Хн = (1/200)(Uквн+Uксн-Uквс)Ѕб/Ѕн.

Сопротивление линии:

Х = ХоlЅб/U2ср

В этих формулах Ѕнг, Ѕнт - номинальные мощность генератора и трансформатора; Uк - напряжение к.з. трансформатора; Хо - удельное сопротивление линии (Хо=0,1 Ом/км); l - длина линии.

Определим сопротивление элементов схемы:

- генераторов G1 и G2:

Х₁₃ = Х₁₆ = 0,146100/75 = 0,195;

- генераторов G3 и G4

Х₈ = Х₁₁ = 0,146100/75 = 0,195;

- трансформаторов Т1 и Т2

Х₁₂ = Х₁₅ = (11/100)100/80 = 0,138;

- трансформаторов Т3 и Т4

Х₅ = Х₉ = (1/200)(11+31-19)100/125 = 0,092;

Х₆ = Х₁₀ = (1/200)(31+19-11)100/125 = 0,156;

Х₃ = Х₄ = (1/200)(11+19-31)100/125 ? 0;

- линий:

Х₂ = 0,4175100/230² = 0,132/2 = 0,066;

- пуско-резервного трансформатора собственных нужд:

Х₁₈ = (12/100)100/32 = 0,375;

- рабочих трансформаторов собственных нужд:

Х₇ = Х₁₄ = Х₁₇ = (7,5/100)100/10 = 0,75;

ЭДС генераторов определяется по формуле:

Е_* = v(IoX''dcos)² + (Uo + IoX''d sinц)²

Для G1 и G2 Е_* = v(10,1460,8)² + (1 + 10,1460,60)² = 1,09.

Х1 = Х_сSб/Sc;

Х1 = 0,48100/2000 = 0,024;

Для генераторов G3 и G4 принимаем Е=1, что учитывает влияние нагрузки.

Базисный ток определяется из выражения

Iб = Ѕб/(v3Uсрн);

где Uсрн - среднее номинальное напряжение в точке короткого замыкания.

В ходе расчета необходимо определить следующие составляющие токов короткого замыкания.

1) периодическую составляющую тока к.з. в начальный момент времени

Inо = Е*iIб/Хi.

где Е* - ЭДС i-ого эквивалентного источника ветви схемы замещения;

Хi - сопротивление i-ой ветви схемы замещения.

2) ударный ток

iу = v3КуInо;

где Ку - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания (Та) апериодической составляющей тока к.з., определяемый по [2];

3) периодическая составляющая тока к.з. в момент времени

ф = фрз+фсо,

где фрз - время действия релейной защиты (фрз=0,01с);

фсо - собственное время отключения выключателя.

Периодическая составляющая определяется по соотношению Ini/Inо, которая определяется по кривым [2] в зависимости от ее мощности, приведенной к ступени напряжения, где находится точка к.з.:

I'ном = Рном/(v3Uср.н соsцн).

Если Inо/I'ном < 1, то принимаем Ini = Inо.

4) апериодическая составляющая тока к.з. в момент времени ф:

iаф = v2Inое^-ф/фа.

Преобразуем схему замещения и производим расчет токов к.з. для точки К1 (рис. 1-2):

Х₂₀ = Х₁+Х₂= 0,066 + 0,024 = 0,09;

Х₂₁ = Х₅+Х₆+Х₈=0,092+0,156+0,195 = 0,443;

Х₂₁ = Х₂₂ = 0,443;

Х₂₃ = Х₁₂+Х₁₃ = 0,138+0,195 = 0,333;

Х₂₃=Х₂₄=0,333; Х₃₀=Х₂₁IIХ₂₂=0,433/2=0,222; Х₃₁=Х₂₃IIХ₂₄=0,333/2=0,167.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 1.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 2.

Iб = 100/(1,73230) = 0,251 кА.

Значение токов по ветвям:

генераторов 1 и 2:

Inо₁ = (1,09/0,167)0,251 = 1,638 кА;

генераторов 3 и 4:

Inо₂ = (1/0,222)0,251 = 1,131 кА;

энергосистемы:

Inо₃ = (1/0,09)0,251 = 2,789 кА;

суммарный ток к.з. в точке К1 Ino.к1 = 1,131+1,638+2,789 = 5,558 кА.

Определим ударный ток iу:

- от ветви генератора 1 и 2: iу₁ = v21,9351,638 = 4,469 кА;

- от ветви генератора 3 и 4: iу₂ = v21,9351,131 = 3,086 кА;

- от энергосистемы: iу₃ = v21,752,789 = 6,882 кА;

- суммарный ударный ток в точке К1: iу = 4,469+3,086+6,882 = 14,437 кА;

3) периодическая составляющая тока к.з. в момент времени ф ответви системы.

Int.к₁ = Inо = 5,02 кА,

- от ветви генераторов 3 и 4.

I'ном = 120/(v32300,8) = 0,377 кА; Inо/I'ном = 1,131/0,377=3,0 тогда при ф = (0,01+0,045) = 0,055с по [2] Intг/Inог = 0,91, тогда Int₂ = 0,911,131 = 1,029 кА;

- от ветви генераторов 1 и 2:

I'ном = 270/(v32300,8) = 0,377 кА, Inо/I'ном = 1,638/0,377=4,34, тогда при ф = = (0,01+0,045) = 0,055с по [2] Intг/Inог = 0,87, тогда Int₂ = 0,871,638 = 1,425 кА;

- суммарный ток Int = 2,789+1,029+1,425 = 5,243 кА.

4) апериодическая составляющая тока к.з. в момент времени ф

- от ветви системы

iаt₁ = v22,789е^-0,055/0,03 = 0,629 кА

- от ветви 3 и 4:

iаt₂ = v21,029е^-0,055/0,15 = 1,001 кА

- от ветви 1 и 2:

iаt₃ = v21,425е^-0,055/0,15 = 1,386 кА

- суммарный iаt = 0,629+1,001+1,386 = 3,016 кА.

Аналитический расчет составляющих токов к.з. производится для остальных точек к.з. аналогично.

Для остальных точек к.з. покажем, как происходило преобразование схем к лучевому виду.

На рис. 1, 4-7 показано преобразование схемы для расчета тока к.з. в точке К2.

Х21=Х6+Х8=0,156+0,195=0,351; Х22=Х9+Х10+Х11=0,443;

Х23=Х12+Х13=0,333; Х23=Х24=0,333;Х25=Х23IIХ24=0,333/2=0,167;

Еэ=(Е1*Х22+Е2Х25)/(Х22+Х25)=(1,09*0,443+1*0,333)/(0,443+0,167)=1,07;

Х26=Х22IIХ25=0,443*0,167/(0,167+0,443)=0,121;

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Чтобы перейти от схемы рис. 6 к схеме рис. 7 необходимо воспользоваться методом токораспределения или взаимных сопротивлений. Для этого необходимо проделать следующие операции:

Хэкв=Х20IIХ26=0,090,121/(0,09+0,121)=0,052;

С20=Хэкв/Х20=0,052/0,09=0,578; С26=Хэкв/Х26=0,052/0,121=0,430;

Х'20=Х?/С20=(Хэкв+Х5)/С20=(0,052+0,092)/0,578=0,249;

Х'26=Х?/С26=(0,052+0,092)/0,430=0,335.

На рис. 8-11 показано преобразование схемы к точке К3.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Х20=Х1+Х2=0,09; Х22=Х9+Х10+Х11=0,443; Х23=Х12+Х13=0,333;

Х23=Х24=0,0,333; Х25=Х23IIХ24=0,333/2=0,167; Х21=Х5+Х6=0,248;

Х26=Х22IIХ25=0,4430,167/(0,443+0,167)=0,121;

Еэ=1,090,4430,167/(0,443+0,167=1,07.

Хэкв=Х20IIХ26=0,090,121/(0,09+0,121)=0,052;

С20=Хэкв/Х20=0,052/0,09=0,578; С26=Хэкв/Х26=0,052/0,121=0,43;

Х'20=Х?/С20=(0,052+0,248)/0,578=0,519;

Х'26=(0,052+0,248)/0,43=0,698.

Преобразование схемы к точке К4 показаны на рис. 12-15.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Х21=Х5+Х6+Х8=0,092+0,156+0,195=0,443; Х20=Х1+Х2=0,09;

Х24=Х15+Х16=0,138+0,195=0,333; Х25=Х21IIХ22=0,443/2=0,222;

Еэ=(Е1*Х24+Е2*Х25)/(Х24+Х25)=(1*0,333+1,09*0,222)/(0,333+0,222)=1,04;

Х26=Х24IIХ25=0,333*0,222/(0,333+0,222)=0,133;

Хэкв=Х20IIХ26=0,09*0,133/(0,09+0,133)=0,054; С20= Хэкв/Х20= 0,054/0,09=0,6;

С26= Хэкв/Х26= 0,054/0,133=0,406; Х'20=Х?/С20=(0,054+0,138)/0,60=0,32;

Х'26=Х?/С26=(0,054+0,183)/0,406=0,473.

Преобразуем схему к точке К5 (рис. 16-19).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Х20=Х1+Х2=0,09;

Х21=Х5+Х6+Х8=0,092+0,156+0,195=0,443; Х21=Х22=0,443;

Х23=Х12+Х13=0,138+0,195=0,333; Х23=Х24=0,333;

Х25=Х21IIХ22=0,443/2=0,222; Х26= Х23IIХ24=0,333/2=0,167;

Еэ=(0,167+1,090,22)/(0,167+0,222)=1,05;

Х27=Х25Х26/(Х25+Х26)= 0,2220,167/(0,222+0,167)=0,095;

Хэкв=Х20IIХ27=0,090,095/(0,09+0,095)=0,046;С20=Хэкв/Х20=0,046/0,09=0,511;

С27=Хэкв/Х27=0,046/0,095=0,484;

Х'20=Х?/С20=(0,046+0,375)/0,511=0,824;

Х'27=Х?/С27=(0,046+0,375)/0,484=0,87.

Так как точка К5 находится за ПРТСН, то при расчете составляющих тока к.з. необходимо учесть двигатели, присоединенные непосредственно к шинам данной секции и к другим секциям, связанным с расчетной через магистрали резервного питания.

По [Л-1,с.189] для оценок тока к.з. применяют мощность двигателей при питании от резервного трансформатора:

Р = 1,25Sном.прт.сн.

тогда: Ino = 4Рном./Uном. = 41,25Sном.прт.сн/ Uном.

Составляющие тока к.з. от двигателей определяются по формулам:

периодическая составляющая тока в момент времени ф:

Inо = 4(1,25Sном.пртсн.)/Uном.,

где Sном.пртсн. - номинальная мощность ПРТСН, МВА;

ударный ток:

iу.дв. = v2КуInо.

периодическая составляющая тока к.з.:

Int = Inоe- ^t/T'^д,

где Т'д - постоянная времени затухания тока к.з. (периодической составляющей) от двигателей;

апериодическая составляющая тока к.з.:

iаt. = 2Inоe- ^t/Taд,

где Тад - постоянная времени затухания тока к.з. (апериодической составляющей) от двигателей;

Проведём расчёт тока к.з. от двигателей:

Inо = 4(1,2532)/6 = 26,66 кА;

по [Л-1] Ку = 1,65; iу.дв. = v21,6526,67 = 62,048 кА;

Int = 26,667е^-0,1/0,05 = 3,609 кА;

iаt. = 1,4126,667е^-0,1/0,05 = 5,089 кА.

Преобразуем схему для расчёта тока к.з. за рабочим трансформатором СН у генераторов 60 МВт (точка К6). Все преобразования показаны на рис. 20-25.

Так как сопротивление генераторов значительно меньше сопротивления ТСН, то можно считать, что генераторы находятся на большой электрической удалённости от точки короткого замыкания и их можно объединить с системой.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Х₂₀ = X₁+X₂ = 0,09; Х₂₁ = X₅ + X₆ = 0,092+0,156 = 0,248;

Х₂₂ = X₉ + X₁₀ + X₁₁ = 0,443; Х₂₃ = X₁₂ + X₁₃ = 0,138+0,195 = 0,333;

Х₂₃ = X₂₄ = 0,333; Х₂₅ = X₂₃IIX₂₄ = 0,333/2 = 0,167. Х₂₆ = X₂₂IIX₂₅ = 0,121.

Еэ = Еi(1/Xi)/ (1/Xi) = 1,07.

Для расчёта точки к.з. на КРУ-10 кВ (точка К7) необходимо выбрать реактивность реактора. Для этого необходимо выполнить следующие операции. Рассчитать результирующее сопротивление цепи к.з. при отсутствии реактора:

Хрез. = Uср.н/( 3Inо),

Хрез. = 10,5/(v347,277) = 0,128 Ом.

Рассчитать требуемое сопротивление цепи к.з. из условия обеспечения отключающей способности выключателя:

Хрез.треб = Uср.н/(v3In.терм),

Хрез. = 10,5/(v320) = 0,303 Ом. Рассчитать требуемое сопротивление реакторов для ограничения токов к.з.

Хр = Хрез.треб - Хрез.

Хр = 0,303 - 0,128 = 0,175 Ом.

Значение In.терм.=Iн.терм необходимо уменьшать, если ток термической стойкости кабеля, запитанного от этого реактора ниже 20 кА. Рассчитаем его:

Iн.терм = Сq10^-3/ tn.откл + Та,

где tn.откл - полное время отключения выключателя;

q - сечение кабеля, определяемое по формуле:q = Imax / jэк, где jэк - экономическая плотность тока, jэ = 1,7 А/мм²,

q = 226/1,7 = 132,9 мм².

Принимаем кабель АВВГ-3150, Iдоп = 275 А.

Тогда: Iн.терм = 7815010^-3/ 0,10+0,245 = 33,913 кА > 20 кА.

Выбран реактор типа РБСГ 10-21000-0,25У3.

Результирующее сопротивление цепи к.з. с учетом реактора:

Inо = Uн.ср / 3Хрез.

Хрез = 0,128+0,25 = 0,378 Ом.

Inо = 10,5/(v30,378) = 16,06 кА.

Ударный ток: iу = 16,06v21,369 = 31,0 кА.

Проверим выбранный реактор на стойкость в режиме к.з.:

1) ток электродинамической стойкости imax = 66 кА, что больше ударного iу = 31,0 кА;

2) термическая стойкость: заводом гарантирована термическая стойкость

Iт = 24,8 кА в течение 8с., тогда Вк^зав = 24,8²8 > Вк^расч = 16,06² (0,0+0,45);

3) потеря напряжения при протекании максимального тока в нормальном режиме работы:

?Uр,% = Хр(1-К)( 2Imax100/Uном)sin ,

?Uр,% = 0,25(1-0,53)((v20,128100)/10)0,75 = 0,2%.

Выбранный реактор удовлетвет всеорям требованиям.

Результаты расчёта токов к.з.

Точка К.З.	Источник	Iб, кА	Ino, кА	Int, кА	Iat, кА	iу, кА
К1 ОРУ-220 кВ	Система	0,251	2,789	2,789	0,629	6,882
	Генератор 1,2		1,638	1,425	1,386	3,086
	Генератор 3,4		1,131	1,029	1,001	4,469
	Суммарный		5,558	5,243	3,016	14,437
К2 ОРУ-110 кВ	Система	0,503	2,02	2,02	1,786	5,283
	Генератор 1,2,3		1,607	1,575	1,393	4,282
	Генератор 4		1,433	1,261	1,145	3,940
	Суммарный		5,06	4,856	4,324	16,605
К3 Выводы генератора 4	Система	5,505	10,607	10,607	6,287	77,621
	Генератор 1,2,3		8,439	8,439	5,001	22,489
	Генератор 4		28,231	18,068	14,986	28,267
	Суммарный		47,277	37,114	26,274	128,377
К4 Выводы генератора 2	Система	5,505	9,175	9,175	3,526	24,192
	Генератор 1,2,4		12,104	12,104	4,651	31,915
	Генератор 3		30,771	19,078	15,824	85,256
	Суммарный		52,05	40,357	24,001	141,363
К5 за ПРТСН	Система	9,175	11,135	11,135	2,125	29,203
	Генераторы 1ч4		11,073	11,073	2,113	29,040
	Нагрузка		26,667	3,609	5,089	62,048
	Суммарный		48,875	25,817	9,327	120,291
К6 за ТСН генератора 2	Система	9,175	10,676	10,676	2,037	27,999
	Нагрузка		7,937	1,074	1,514	18,465
	Суммарный		18,613	11,750	3,551	46,464
К7	Суммарный		16,06	16,06	11,626	31,0

8. Выбор электрических аппаратов

Электрические аппараты выбираются по расчётным условиям с последующей проверкой их работоспособности в аварийном режиме. При этом расчётные величины должны быть меньшими или равными номинальным (каталожным) параметрам.

Таблица 2

Рассчётные данные	Каталожные данные
	Выключатель	Разъединитель
Iраб.max, кА	Iном, кА	Iном, кА
Uу, кВ	Uном, кВ	Uном, кВ
Int, кА	Iотк, кА	-
v2Int + iat, кА	v2Iотк(1+н), кА	-
iу, кА	iп.св, кА	iп.св, кА
Inо, кА	Iп.св, кА	-
Вк = I2nо(tотк + Та), кА2с	Вт = I2ttt, кА2с	Вт = I2ttt, кА2с

В таблице 2 приняты следующие величины:

Iраб.max - максимальный рабочий ток аппарата;

К - коэффициент зависящий от допустимых длительных повышений номинального тока (для генераторов К = 1,05, для трансформаторов, не работающих в блоке с генератором К = 1,4;

Uу - напряжение установки;

Iном - номинальный ток аппарата:

Uном - номинальное напряжение аппарата;

Int - периодическая составляющая тока к.з. в момент времени t;

Inо - начальное значение периодической составляющей тока к.з.;

iу - ударный ток к.з.;

Вк - рассчётный тепловой импульс тока к.з.;

Iотк - номинальный ток отключения аппарата;

iп.св. - предельный сварной ток;

Вт - нормированный тепловой импульс аппарата;

н - содержание апериодической составляющей;

tотк = tр.з. + tс.отк. - время отключения тока к.з.

Результаты выбора электрических аппаратов для разных цепей схемы приведены в табл. 3-8

Таблица 3. Выбор аппаратов в цепи генератора 1 и 2 (60 МВт)

Расчётные данные	Каталожные данные
	Выключатель МГГ 10-5000-45УЗ	Разъединитель РВРЗ-1-10/5000 УЗ
Iраб.max = 4,346 кА	Iном = 5000 кА	Iном = 5000 кА
Uу = 10 кВ	Uном = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Int = 40,357 кА	Iотк = 63 кА	-
v2Int + iat = 80,9 кА	2Iотк(1+н)= 98 кА	-
Iу = 141,363 кА	iп.св =170 кА	iп.св = 175 кА
Inо = 52,05 кА	Iп.св = 64 кА	-
Вк = 690,85 кА2с	Вт = I2ttt = 8100 кА2с	Вт = I2ttt= 20164 кА2с

Таблица 4. Выбор аппаратов в цепи генератора 3 и 4

Расчётные данные	Каталожные данные
	Выключатель МГГ 10-5000-45УЗ	Разъединитель РВРЗ-1-10/5000 УЗ
Iраб.max = 4,346 кА	Iном = 5000 кА	Iном = 5000 кА
Uу = 10 кВ	Uном = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Int = 37,114 кА	Iотк = 63 кА	-
v2Int + iat = 78,605 кА	2Iотк(1+н)= 98 кА	-
Iу = 128,377 кА	iп.св =170 кА	Iп.св = 175 кА
Inо = 47,277 кА	Iп.св = 64 кА	-
Вк = 569,95 кА2с	Вт = I2ttt = 8100 кА2с	Вт = I2ttt= 20164 кА2с

Таблица 5. Выбор аппаратов для ОРУ-220 кВ

Расчётные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВМТ-220Б-20/1000 УХЛ1	Разъединитель РНДЗ-220/1000 У1
Iраб.max = 0,463 кА	Iном = 1000 кА	Iном = 1000 кА
Uу = 220 кВ	Uном = 220 кВ	Uном = 220 кВ
Int = 5,243 кА	Iотк = 20 кА	-
v2Int + iat = 10,409 кА	v2Iотк(1+н)= 35,355 кА	-
Iу = 14,437 кА	iп.св =52 кА	iп.св = 100 кА
Inо = 5,558 кА	Iп.св = 20 кА	-
Вк = 4,94 кА2с	Вт = I2ttt = 1200 кА2с	Вт = I2ttt= 1200 кА2с

Таблица 6. Выбор аппаратов для ОРУ-110 кВ

Рассчётные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1	Разъединитель РНДЗ-110/1000 У1
Iраб.max = 0,926 кА	Iном = 1000 кА	Iном = 1000 кА
Uу = 110 кВ	Uном = 110 кВ	Uном = 110 кВ
Int = 4,856 кА	Iотк = 20 кА	-
v2Int + iat = 11,081 кА	v2Iотк(1+н)= 35,355 кА	-
iу = 16,605 кА	iп.св =52 кА	iп.св = 80 кА
Inо = 5,06 кА	Iп.св = 20 кА	-
Вк = 4,097кА2с	Вт = I2ttt = 1200 кА2с	Вт = I2ttt= 2977 кА2с

Таблица 7. Выбор выключателей за ТСН генераторов

Расчётные данные	Каталожные данные выключателя ВМПЭ-10-1000-20У3
Iраб.max = 0,966 кА	Iном = 1000 кА
Uу = 6 кВ	Uном = 10 кВ
Int = 11,750 кА	Iотк = 20 кА
v2Int + iat = 20,119 кА	v2Iотк(1+н)= 35,941 кА
iу = 46,464 кА	iп.св = 52 кА
Inо = 18,613 кА	Iп.св = 20 кА
Вк = 55,43 кА2с	Вт = I2ttt = 3200 кА2с

Таблица 8. Выбор выключателей для КРУ-10 кВ

Расчётные данные	Каталожные данные выключателя ВМПЭ-10-630-20У3
Iраб.max = 0,201 кА	Iном = 630 кА
Uу = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Int = 16,06 кА	Iотк = 20 кА
v2Int + iat = 34,271 кА	v2Iотк(1+н)= 35,94 кА
iу = 31,0 кА	iп.св = 52 кА
Inо = 16,06 кА	Iп.св = 20 кА
Вк = 65,77 кА2с	Вт = I2ttt = 3200 кА2с

9. Выбор токоведущих частей

Основное электрическое оборудование электростанций и аппаратов в эти цепях соединяется между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электроустановок.

В ОРУ - 110 кВ, 220 кВ применяют гибкие шины, выполненные проводом АС.

Сечение гибких шин выбирается по длительно допустимому току самого большого присоединения.

Ток самого большого присоединения определяется по выражению:

Iнорм = Sн/v3Uн.

Гибкие шины крепят на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большим расстоянием между фазами. Так, для сборных шин приняты расстояния: при 110 кВ - 3 м., при 220 кВ - 4 м. Расчёт на электродинамическое действие не производим, так как ток меньше 20 кА.

Произведём расчёт гибких шин для ОРУ-110 кВ:

ток самого мощного присоединения (трансформатора 125 МВт):

Imax = 125/v3110 = 0,656 кА;

принимаем провод АС-300/39: Iдоп = 710 А.

Выбранные гибкие шины удовлетворяют так же и по условию короны - минимальное сечение провода при напряжении 110 кВ по условиям короны >= 70мм².

Аналогично выбираем гибкие шины для ОРУ - 220 кВ:

1) Imax = 125/v3220 = 0,238 кА;

2) принимаем провод АС-240/32: Iдоп = 605 А.

3) согласно условиям короны шинное сечение провода при напряжении 220 кВ должно быть не менее 240 мм², поэтому к установке применяем провод марки АС-240/32: Iдоп = 605 А.

Произведём выбор шинопровода от автотрансформатора до ОРУ-220 кВ:

Imax = 125/v3220 = 0,328 кА.

qэ = 328/1 = 328 мм²; принимаем провод АС-330/27 : Iдоп = 730 А.

проверяем сечение по длительно допустимому току:

Imax = 328 А < Iдоп = 730 А.

Аналогично выбираются токопроводы на остальных участках:

от трансформаторов 80 МВА до ОРУ-220 кВ: используем токопровод марки АС-300/39 (Iдоп = 710 А);

от трансформаторов до ОРУ-110кВ: используем токопровод марки АС-450/56 (Iдоп = 860 А);

В блоке генератор - трансформатор от генератора до трансформатора и отпайки к трансформатору СН выполняется комплектным токопроводом. Для генераторов ТВФ-60-2У3 выполняется соединение токопорводом типа ГРТЕ-10-8550-250, у которого номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток - 8550 А, электродинамическая стойкость - 250 кА, тип встроенного трансформатора тока (ТТ) - ТШ-20-10000/5, трансформатора напряжения (ТН) - 3НОМ-10.

Произведём выбор жёстких шин в КРУ-10 кВ.

Жёсткие шины выбираются по экономической плотности тока. Ток в нормальном режиме:

Iном = 100/(v3210,50,8) = 3,128 кА

Выбираем двух полосные плоские алюминиевые шины 2(12010),

Iдоп = 3200 А.

Выбранные шины необходимо проверить по:

термической устойчивости (проверка сводится к определению допустимого по условиям нагрева токам к.з. сечения и сопоставления его с выбранным):

qmin = vI²no(tотк + Та)/С ? qст,

где С - коэффициент, зависящий от материала шин (для алюминия С=90);

qmin = v18613²(0,13+0,125)/90 = 104,4 мм² < 2400 мм².

механической прочности (проверка сводится к определению расчётного напряжения в материале шин, которое для шин из алюминия не должно превышать доп = 70Мпа):

расч ? доп.

Расчётное напряжение в материале шин при к.з.:

расч = fl²/10w,

где l - пролёт между осями изоляторов вдоль фазы,м;

f - максимальное усилие, приходящееся на 1м длины шины, от взаимодействия между токами фаз, Н/м;

w - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной направлению действия усилия, м³;

f = v3К(iу/а)10^-7,

где К - коэффициент зависящий от взаимного расположения шин (при расположении в одной плоскости К = 1,73);

а - расстояние между осями шин смежных фаз, м.

w = bh²/6,

где b и h - толщина и ширина шины, см.

Проведём проверку: f = v31,73(31000²/0,25)10^-7 = 1150,47 Н/м;

w = 112²/6 = 48 см³;

расч = (1150,471)/(1048) = 2,4 Мпа, что меньше допустимого.

Таким образом, выбранные шины удовлетворяют условиям проверки.

Выбор жёстких шин для СН:

Imax = 32000/(v36) = 3079,2 А.

Принимаем двух полосные шины 2(12010)мм², Iдоп = 3200 А.

механические напряжения в полосе шины складываются из двух напряжений: от взаимодействия фазы и взаимодействия в пакете:

qmax = (ф + п) ?доп.

напряжение в пакете:

п = Мп/Wп = fпl²п/(12Wп),.

Wп = bh²/3 = 112²/3 = 48 cм³;

fп = (Кф/4)(i²у/b)10^-7 = (0,35/4)(120291²/1)10^-7 = 126,6 Н/м;

п = 126,60,5²/(1248) = 0,05 МПа.

напряжение между фазами:

fф = (3Кi²у/а) 10^-7.

fф = (31,73120291²/0,25) 10^-7 = 17323 Н/м,

w = bh²/6 = 1*12²/6 = 24 cм³;

ф = fl²/(10Wп) = 173230,8²/(102,4) = 46,2 МПа,

qmax = (0,05 + 46,2) = 46,7 Мпа ?доп.= 70 Мпа.

Выбранное сечение удовлетворяет условиям механической прочности.

10. Выбор типов релейной защиты

Для защиты оборудования станции от аварийных режимов применяется релейная защита. Произведем общий выбор основных токов защит.

Для защиты блока генератор-трансформатор применяется продольная дифференциальная токовая защита от всех видов к.з. в обмотках и на выводах, продольная дифференциальная токовая защита от всех видов к.з. на выводах ошиновке трансформатора 220 кВ; газовая защита с двумя ступенями действия; минимальная защита напряжения от к.з. на ошиновку нижнего напряжения трансформатора.

Защита генераторов осуществляется при помощи быстродействующей продольной дифференциальной защиты - в качестве основной от междуфазных к.з. в обмотках статора и на выводах генератора; поперечной дифференциальной защиты; защиты статора от замыкания на землю; защиты от перегрузок.

Защита силовых трансформаторов.

От внутренних повреждений в качестве основной защиты применяется дифференциальная защита. Для защиты от сверх токов при внешнем к.з. устанавливается максимальная токовая защита, действующая на все виды повреждений.

Защита шин осуществляется, как правило, при помощи дифференциальной защиты.

Защита кабельных линий 10 кВ осуществляется при помощи максимальной токовой защиты от междуфазных и однофазных замыканий.

Защита токопроводов, сборных шин 220 кВ при небольшой протяженности выполняются в виде избирательных токовых отсечек, отстроенных от токов к.з. за реакторами ответвлений токопровода , и МТЗ без пуска или с пуском по напряжению. Также применяется продольная дифференциальная защита. При параллельной работе трансформаторов применяем поперечные дифференциальные защиты.

11. Выбор контрольно-измерительных приборов и измерительных трансформаторов

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электростанциях и подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов. В зависимости от характера объекта и структуры его управления объем контроля и место установки контрольно-измерительной аппаратуры могут быть различными. Приборы могут устанавливаться на главном щите управления (ГЩУ), блочном щите управления (БЩУ) и центральном щите (ЦЩУ) на электростанциях с блоками генератор-трансформатор и на местных щитах.

Перечислим основные приборы, рекомендуемые для установки на проектируемой ТЭЦ.

Турбогенератор:

в цепь статора - амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчики активной энергии, датчики активной и реактивной мощности, регистрирующие приборы (ваттметр, амперметр и вольтметр);

в цепь ротора - амперметр, вольтметр, регистрирующий амперметр, вольтметр в цепи основного и резервного возбудителя.

Блок генератор-трансформатор:

турбогенератор - приборы по п.1;

блочный трансформатор - на стороне высшего напряжения амперметр.

Трансформатор связи с энергосистемой или РУ разных напряжений:

сторона среднего напряжения - амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой;

сторона низшего напряжения - то же;

сторона высшего напряжения - амперметр.

Линий 10 кВ к потребителям - амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии.

Линия 110 кВ - амперметр, ваттметр, варметр, счетчики активной и реактив-ной энергии, фиксирующий прибор, используемый для определения места к.з.

Линия 220 кВ - амперметр, ваттметр, варметр, фиксирующий прибор для оп-ределения места к.з.

Трансформатор собственных нужд - амперметр, ваттметр, счетчик активной энергии.

Сборные шины - вольтметр для измерения междуфазного напряжения, вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений, частотомер, приборы синхронизации (два вольтметра, два частотомера, синхроноскоп).

Сборные шины высшего напряжения - вольтметр с переключением для измерения трех междуфазных напряжений, регистрирующие приборы(частотомер, вольтметр и суммирующий ваттметр), приборы синхронизации(два вольтметра, два частотомера, синхроноскоп).

Шины собственных нужд - вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр для измерения фазных напряжений.

Шиносоединительный и секционный выключатель - амперметр.

Обходной выключатель - амперметр, ваттметр и варметр, счетчики рас-четные и фиксирующий прибор.

К установке на ТЭЦ принимаем следующие типы приборов:

Амперметр Э350, Ѕi=0,5ВА;

Вольтметр Э350,ЅU=3 ВА;

Ваттметр Д365, ЅU=1,5 ВА, Ѕi=0,5 ВА;

Варметр Д365, ЅU=1,5 ВА, Ѕi=0,5 ВА;

Датчик активной мощности Е829,ЅU=10 ВА;

Датчик реактивной мощности Е829,ЅU=10 ВА;

Частотомер Ф5034, ЅU=3 ВА;

Синхроноскоп Э35;

Регистрирующий амперметр Н394, Ѕi=10 ВА;

Регистрирующий вольтметр Н394, ЅU=10 ВА;

Регистрирующий ваттметр Н395, ЅU=10 ВА, ЅU=10 ВА;

Счетчик активной энергии U675, РU=3 Вт, Ѕi=2,5 ВА;

Счетчик реактивной энергии U673М, РU=3 Вт, Ѕi=2,5 ВА.

Производим выбор трансформаторов тока для присоединения контрольно-измерительных приборов в цепи генератора ТВФ-135-2ЕУ3.

Выбор трансформаторов тока осуществляется по напряжению установки:

Uу ? Uном; (7.1)

По максимальному току:

Iраб.мах ? Iн, (7.2)

По динамической устойчивости:

Iу ? Кдинv2I₁ном, (7.3)

По термической устойчивости:

Вк ? (КтI₁ном)²tт, (7.4)

По вторичной нагрузке:

Ж₂ ? Ж₂ном. (7.5)

Так как участок от выводов генератора до трансформатора из пофазно экранированного токопровода, то выбираем - встроенный трансформатор тока шины ТШ-20-10000/5.

Таблица 8. Выбор трансформатора тока

Расчетные данные цепи	Каталожные данные ТТ ТШ-20-10000/5
Uу=10 кВ Iраб.мах=8660 А Iу=141,363 кА Вк=690,85 кА2с	Uном=20 кВ Iном=10000 А Iдин=250 кА Вт=76800 кА2с

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке необходимо задаться суммарной нагрузкой приборов.

Таблица 9. Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Нагрузка фазы, ВА
	А	В	С
Амперметр Э350	0,5	0,5	0,5
Ваттметр Д365	0,5	-	0,5
Варметр Д365	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	2,5	-	2,5
Регистрирующий амперметр Н394	10	-	10
Итого	14	0,5	14

Вторичная нагрузка состоит также из сопротивления соединительных проводов Жпр и переходного сопротивления контактов Жк. Таким образом:

Ж2=Жприб+Жпр+Жк (7.6)

Сопротивление приборов:

Жприб = Ѕприб/I2² (7.7)

По (7.6) можно определить сопротивление проводов:

Жпр = Ж₂ном - Жприб - Жк, (7.8)

где Ж2ном - номинальная нагрузка трансформатора тока.

Зная Жпр можно определить сечение соединительных проводов:

G = сlрасч/Жпр, (7.9)

где с - удельное сопротивление материала провода (для алюминия с=0,0283, Ом*мм²/м);

lрасч - расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока (lрасч=20 м).

Проведем расчет:

Жприб = 14/5² = 0,56 Ом;

Жпр = 1,2-0,56-0,1 = 0,54 Ом;

G = 0,028320/0,54 = 1,05 ммІ. Принимаем контрольный кабель шина АКРВГ с жилами сечения 2,5 ммІ.

В токопроводах типа ГРТЕ применяется трансформатор напряжения типа ЗНОМ. Произведем выбор этого трансформатора.

Трансформаторы напряжения выбираются по напряжению установки:

Uу ? Uном, (7.10)

По вторичной нагрузке:

Ѕ2 ? Ѕ2ном. (7.11)

Таблица 10. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	Ѕистр. кат. ВА	Число кат. шт.	Соsц	Sinц	Число приб.	Общ. истр. мощн
							Р, ВТ	Q, вар
Вольтметр	Э350	3	1	1	0	1	3

Подобные документы

• Технический проект теплофикационной электростанции

  Выбор оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Технико-экономическое сравнение структурных схем выдачи электроэнергии. Разработка главной схемы электрических соединений. Расчёт электрической части ТЭЦ с установленной мощностью 220 МВт.
  
  курсовая работа [2,4 M], добавлен 19.03.2013
  

• Разработка электрической части станции ТЭЦ-300 МВт

  Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания для аппаратов и токоведущих частей. Выбор измерительных приборов.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 09.04.2012
  

• Проектирование электрической части КЭС мощностью 600 МВт

  Выбор тепловой схемы станции, теплоэнергетического и электрического оборудования, трансформаторов. Определение расхода топлива котлоагрегата. Разработка схем выдачи энергии, питания собственных нужд. Расчет тепловой схемы блока, токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [995,3 K], добавлен 12.03.2013
  

• Проектирование электрической части ТЭЦ 120 МВт

  Особенности проектирования электрической части ТЭЦ и подбор основного оборудования. Разработка главной электрической схемы станции, конструкции распределительного устройства. Выбор схемы выдачи мощности в систему с минимальными потерями энергии.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 24.12.2011
  

• Проектирование теплоэлектроцентрали мощностью 320 МВт

  Специфика электрической части ТЭЦ. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Расчет токов короткого замыкания для аппаратов и токоведущих частей. Типы релейной защиты, токоведущих частей и измерительных приборов ТЭЦ.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 28.06.2011
  

• Разработка схем питания собственных нужд подстанции

  Выбор схемы соединения основного оборудования подстанции, определение потоков мощностей. Выбор числа и мощности трансформаторов. Разработка структурной и главной схем питания собственных нужд. Расчет токов в утяжеленном режиме и токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [605,1 K], добавлен 11.02.2015
  

• Разработка электрической станции

  Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей (выключателей, разъединителей, разрядников, токопроводов). Подбор измерительных приборов и трансформаторов.
  
  курсовая работа [467,3 K], добавлен 04.04.2012
  

• Электрическая часть ТЭЦ–180МВТ

  Выбор 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 03.10.2008
  

• Проектирование электростанции

  Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор реакторов, выключателей, разрядников, токоведущих частей.
  
  курсовая работа [356,9 K], добавлен 16.04.2012
  

• Проектирование тепловой электростанции мощностью 300 МВ

  Выбор оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей. Выбор токоведущих частей и типов релейной защиты.
  
  курсовая работа [370,0 K], добавлен 18.04.2012
  

• Разработка конденсационной электрической станции для электрической мощности 300 МВт

  Структура организации охраны труда на предприятиях электрических сетей. Разработка вариантов схем и выдачи энергии. Расчет токов короткого замыкания. Выбор оборудования, измерительных приборов и измерительных трансформаторов, типов релейной защиты.
  
  дипломная работа [231,8 K], добавлен 06.06.2014
  

• Проектирование электрической сети 110 кВ

  Разработка схем электрической сети района. Предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений линий, сечения и марок проводов. Определение потерь мощности в линиях. Выбор трансформаторов и схем подстанций. Расчёт количества линий.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 05.04.2010
  

• Техническое проектирование электрической части ТЭЦ 220МВт

  Выбор генераторов, главной схемы электрических соединений и структурных схем выдачи электроэнергии станции. Обоснование подбора трансформаторов, расчет их числа и мощности. Определение секционных и линейных реакторов, а также силовых выключателей.
  
  курсовая работа [5,9 M], добавлен 20.12.2015
  

• Технические параметры синхронных генераторов

  Выбор 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 03.12.2008
  

• Проектирование конденсационной электрической станции установленной мощностью 900 МВт

  Выбор схем электрических соединений, выдачи мощности, собственных нужд станции. Расчёт токов короткого замыкания с учётом подпитки от двигателей. Релейная защита блока генератор-трансформатор. Разработка схемы управления вводной подстанционной панели.
  
  дипломная работа [9,0 M], добавлен 11.06.2014
  

• Проектирование электрической части КЭС мощностью 2400 МВт

  Проект конденсационной электрической станции. Разработка вариантов структурных схем. Выбор типов и конструкции синхронных генераторов и трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационных аппаратов, контрольно-измерительных приборов.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 23.03.2015
  

• Разработка принципиальной схемы ТЭЦ 160 МВт и выбор электрооборудования

  Выбор основного оборудования электрической части ТЭЦ: генераторов, трансформаторов связи, блочного трансформатора. Расчет параметров схемы замещения, токов короткого замыкания в контрольных точках. Сопротивление обратной и нулевой последовательности.
  
  курсовая работа [999,3 K], добавлен 15.03.2012
  

• Проектирование принципиальной схемы конденсационной электростанции и выбор электрооборудования

  Разработка главной электрической схемы КЭС. Расчет тока однофазного и трехфазного короткого замыкания и ударных токов. Выбор выключателей для генераторной цепи, шин, разъединителей, токопроводов. Выбор электрических схем РУ повышенных напряжений.
  
  курсовая работа [6,6 M], добавлен 10.10.2012
  

• Технический проект теплофикационной электростанции – теплоэлектроцентрали

  Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей. Выбор типов релейной защиты, токоведущих частей, измерительных приборов и измерительных трансформаторов.
  
  курсовая работа [4,0 M], добавлен 23.03.2013
  

• Расчет электрической части атомной электростанции мощностью 4000 мВт

  Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой атомной электростанции по технико-экономическим показателям. Выбор силовых трансформаторов, обоснование упрощенных схем РУ разных напряжений. Расчет токов короткого замыкания, релейной защиты.
  
  дипломная работа [3,6 M], добавлен 04.08.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам