Расчет ГЭС

Выбор структурной схемы, мощности и типа трансформаторов. Выбор схемы РУ ГЭС и схемы собственных нужд ГЭС. Расчет годовых потерь энергии в трансформаторах и автотрансформаторах. Выбор выключателей, разъединителей и измерительных трансформаторов тока.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 22.04.2015
Размер файла 642,0 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Выбор структурной схемы

1.1 Выбор числа, мощности и типа трансформаторов

2. Выбор схемы РУ ГЭС

3. Выбор схемы собственных нужд ГЭС

4. Расчёт токов КЗ

5. Выбор выключателей и разъединителей

6. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

7. Выбор шин

Список использованной литературы

1. Выбор структурной схемы

1.1 Выбор числа, мощности и типа трансформаторов

Установлены гидрогенераторы Типа: ВГС 525/125-28 Pном = 21,6 МВт; Uном = 10,5 кВ;

cosном = 0,8; хd = 0,19.

При выборе структурной схемы ГЭС собственные нужды не учитываются, т.к. они очень малы. Рассмотрим 2 варианта структурной схемы ГЭС - 108 МВт.

Исходя из заданного аварийного резерва систем Pав.рез = 50 МВт, определим возможность применения укрупненных блоков как более экономичных по сравнению с простыми блоками по условию:

т.к. условие выполняется, то принимаем укрупненные блоки.

Варианты структурных схем ГЭС.

Вариант 1

Рис. 1. Структурная схема ГЭС

Рис. 2 Распределение потоков мощности

- Выработка мощности блоками № 1,2 -43,2 МВт;

- Переток через Т1,2 НН > ВН - 38,88 МВт.

- Выработка мощности блоками Г5 -21,6 МВт;

- Переток через Т3 НН > ВН - 19,4 МВт.

Выбор мощности трансформаторов .

Мощность блочных трансформаторов: (Т1,2)

Uном, кВ

Тип трансформатора

Потери, кВт

UК, %

Заводская стоимость. сом

РХХ

РКЗ

110

ТДЦ - 80000/110/10,5

85

360

11

5343900

Мощность трансформатора: (Т3)

Uном, кВ

Тип трансформатора

Потери, кВт

UК, %

Заводская стоимость. сом

РХХ

РКЗ

110

ТД -32000/110/10,5

85

310

11

4700000

Вариант 2

Рис. 1. Структурная схема ГЭС

Рис. 2 Распределение потоков мощности

- Выработка мощности генераторами № 1-4 -43,2 МВт;

- Переток через Т1,2 НН > ВН - 38,88 МВт.

- Выработка мощности блоками Г5 -21,6 МВт;

- Переток через Т3 НН > ВН - 19,4 МВт.

Выбор мощности трансформаторов .

Мощность блочных трансформаторов: (Т1,2)

Uном, кВ

Тип трансформатора

Потери, кВт

UК, %

Заводская стоимость. сом

РХХ

РКЗ

110

ТРДН -630000/110/10,5

50

245

10,5

5170000

Мощность трансформатора: (Т3)

трансформатор энергия ток

Uном, кВ

Тип трансформатора

Потери, кВт

UК, %

Заводская стоимость. сом

РХХ

РКЗ

110

ТД -32000/110/10,5

85

310

11

4700000

Расчет годовых потерь энергии в трансформаторах и автотрансформаторах

Наименования

Цена за ед.

Вариант А

Вариант Б

Кол-во

Сумма

Кол-во

Сумма

ТДЦ-80000/110

5343900

2

10687800

ТД-32000/110

4700000

1

4700000

1

4700000

ТРДН-63000/110

5170000

2

10140000

Итого:

15387800

14840000

Географический район расположения станции - Кыргызская республика. Продолжительность зимы - 200 суток, лето -165 суток. Удельная стоимость потерь энергии в стали 0,4 сом/кВт•ч, и меди 0,4 сом/кВт

Вариант 1.

Трансформатор ТДЦ-80000/110:

Дэст=n•Px•8760=2•85•8760=1489200 кВт•ч

Трансформатор ТД-32000/110:

Дэст=n•Px•8760=1•85•8760=744600 кВт•ч

Cтоимость потерь энергии:

Uпот = Со· ( ?Эм+?Эст) = 0,4· (1489200+1538941+744600+1001600) =1909736 сом

где Со = 0,4 тыйын/кВт·ч

Отчисления на амортизацию, обслуживание и ремонт.

Суммарные годовые издержки

Вариант 2.

Трансформатор ТРДН-63000/110:

Дэст=n•Px•8760=2•50•8760=876000 кВт•ч

Трансформатор ТД-32000/110:

Дэст=n•Px•8760=1•85•8760=744600 кВт•ч

Cтоимость потерь энергии:

Uпот = Со· ( ?Эм+?Эст) = 0,4· (876000+1670850+744600+1001600) =1717220 сом

где Со = 0,4 тыйын/кВт·ч

Отчисления на амортизацию, обслуживание и ремонт.

Суммарные годовые издержки

Определения показателей надежности вариантов структурных схем КЭС

Расчетныепоказатели надежности элементов схемы КЭС сведены в таблицу.

Элементы

w;1/год

Tв; ч

u;1/год

Tр;ч/год

Тран-ры 110кв

0,014

70

0,75

28

Генераторные выкл.

0,06

20

0,14

30

Разъединитель

110кВ

0,01

11

0,166

8

Среднегодовой недоотпуск электроэнергии при отказах трансформаторов с ВН-110кВ

Вариант1.

Вариант2.

где,7420ч-число использования установленной мощности ГЭС.

Ущерб:

Вариант 1.

Вариант 2 .

Расчетные Затраты:

Вариант 1.

Вариант 2.

Расчет капитальных затрат сводим в таблицу.

№ варианта

К

Uпот

Y

З

А

15387800

984819

1909736

70000

4811091

%

Б

15040000

962560

1717220

70000

4554580

6

Разница в затратах:

Разница в затратах не велика и вариант А.

2. Выбор схемы РУ ГЭС

Схема электрических соединений РУ ГЭС должна соответствовать следующим требованиям:

- воздушная линия отключается от РУ не более чем двумя выключателями;

- трансформаторы блоков отключаются от РУ не более чем тремя выключателями;

- автотрансформаторы связи двух РУ повышенных напряжений отключаются не более чем четырьмя выключателями в одном из РУ и не более чем шестью - на обоих РУ.

- отключение часто отключаемых повышающих трансформаторов не более чем двумя выключателями.

Нормы технологического проектирования ГЭС рекомендуют для РУ повышенных напряжениях в зависимости от числа присоединений выбрать следующие схемы:

- при числе присоединений до 4 - 6 рекомендуются упрощенные схемы и схемы многоугольников;

- при большем числе присоединений схемы с одной или двумя системами сборных шин с обходной при одном выключателе на присоединение

В РУ 110кВ проектируемой ГЭС всего 5 присоединений. На 110 кВ имеется пять присоединений: две линии связи с системой, два трансформатора блока. Применяем на ОРУ 110 кВ схему двойной системы шин с обходной. Схема с двумя рабочими и обходной системами шин создает условия для ревизий и опробований выключателей без перерыва работы.

В нормальном режиме обходная система шин ОСШ находится без напряжения, разъединители РО, соединяющие линии и трансформаторы с ОСШ, отключены. В схеме предусматривается обходной выключатель ОВ, который может быть присоединен к любой секции с помощью развилки из двух разъединителей. Секции в этом случае располагаются параллельно друг другу. Выключатель QO может заменить любой другой выключатель, для чего надо произвести следующие операции: включить обходной выключатель QO для проверки исправности ОСШ, отключить QO, включить QS0, включить QO, отключить выключатель Q1, отключить разъединители QS1 и QS2. После указанных операций линия получает питание через ОСШ и выключатель QO от первой секции.

Как и любая другая схема данная имеет ряд достоинств и недостатков.

Достоинства этой схемы:

1. отключение линий на ремонт производится минимальным количеством операций выключателями - в 4 раза меньшим, чем в схемах 4/3, 3/2 и многоугольника;

2. среднее число выключателей, приходящихся в РУ на одно присоединение, колеблется в пределах 1,25-1,6 в зависимости от соотношения числа линий и числа повышающих трансформаторов. Это число существенно меньше, чем в схемах 3/2 с секционированием сборных шин или с двумя выключателями на цепь;

3. благодаря тому, что на межсекционных связях установлено по 2 последовательно соединенных выключателя, потеря более одной секции при отказах на ней практически исключена. При использовании средней точки между двумя секционными выключателями для присоединения повышающего трансформатора блока отказ на секции не привадит к потере генераторной мощности.

Недостатки данной схемы:

1. при отказе на секции теряются все присоединения линии. Однако, при правильно спроектированной сети, когда каждая районная понижающая подстанция получает питание не меньше, чем по двум линиям от разных источников или от разных секций одного РУ, такой отказ не приведет к перерыву электроснабжения потребителей;

2. вывод в ремонт выключателя линии без перерыва в работе последнего требует оперирования обходным разъединителем и выполнение соответствующих блокировок между последними и QO. Однако, как показывает практика эксплуатации РУ с данной схемой, эти блокировки работают надежно. Кроме того, указанные операции весьма редки, т.к. вывод в текущий ремонт выключателей производится не чаще 1 раза в год, а в капитальный ремонт 1 раз в 3-6 лет.

3.

3. Выбор схемы собственных нужд ГЭС

Технологический процесс получения электроэнергии на ГЭС значительно проще, чем на ТЭС, а потому требует значительно меньшего числа механизмов собственных нужд.

Потребители собственных нужд ГЭС делятся на ответственные и неответственные, агрегатные и общестанционные. К ответственным электроприемникам относятся: электроприемники, перерыв электроснабжения которых может привести к повреждению или отключению гидроагрегатов, снижению выработки электроэнергии, разрушению гидротехнических сооружений. Такими электроприемниками являются: техническое водоснабжение агрегатов (водяная смазка турбинных подшипников, маслоохладители подпятников и подшипников агрегатов, воздухоохладители генераторов), маслоохладители трансформаторов, вспомогательные устройства систем возбуждения генератора, маслонапорные установки (МНУ), аварийное освещение, система пожаротушения, механизмы закрытия дроссельных затворов напорных трубопроводов.

К ответственным потребителям относятся потребители первой категории пристанционного поселка или местной электрической сети, если их питание осуществляется от сети собственных нужд ГЭС. Для ГЭС характерны: относительная стабильность потребителей собственных нужд, как правило, незначительная мощность электродвигателей, отсутствие электродвигателей постоянного тока и двухскоростных электродвигателей.

Агрегатные собственные нужды (маслонасосы МНУ и др.) получают питание на напряжении 380/220 В.

Общестанционные собственные нужды (насосы технического водоснабжения, насосы откачки воды из отсасывающих труб, дренажные и пожарные насосы, отопление, освещение, подъемные механизмы и т.п.) могут питаться на напряжениях 6 и 0,4 кВ.

Схема собственных нужд ГЭС

Питание агрегатов СН осуществляется от агрегата трансформатора собственных нужд, питающая две секции шин на 6кВ подключенного к одному блоку . Мощность этого трансформатора:

где % с. н. = 10 - расход на СН

РГЭС = 108 МВТ - установленная мощность ГЭС;

n = 5 - число агрегатов на ГЭС.

Выбираем трансформаторТС3 - 160/10.

Питание общестанционных собственных нужд осуществляется на напряжении - 6 кВ. Все общестанционные потребители питаются от одного резервного трансформатора на 6 кВ, мощность которого равна:

Выбираем ТСЗ-160/6,3 Uк=7,5%..

Питание общестанционных СН 0,4 кВ осуществляется путём установки трансформаторов 6/0,4 кВ, т.е. применением двойной трансформации мощности. Резервирование агрегатных СН 6 кВ не производится так как имеется вход дополнительного питания от районной подстанции к этим секциям шин.

Схема с.н. на ГЭС-108МВт с объединенным питанием агрегатных и общестанционных потребителей на напряжение 6кВ и 0,4кВ.

4. Расчет токов КЗ

Расчет ведем в относительных единицах приближенного приведения.

Порядок расчета:

1) Разделение схемы на ступени напряжения. Все элементы схемы необходимо привести к одной ступени напряжения, которую называют основной, разделение на ступени напряжения удобно выполнить на электрической схеме. Для этого возле каждого элемента, начиная с генератора, нагрузки, трансформатора подписать его номинальное напряжение и если требуется, то с учетом действительных коэффициентов трансформации. Элементы с напряжением одного класса объединяются в одну ступень. За основную ступень обычно принимают ту, на которой произошло КЗ.

2) Составление расчетной схемы замещения. Расчетная схема замещения составляется для конкретной точки КЗ и включает в себя все источники энергии (система, станция, отдельный генератор, синхронный компенсатор и двигатель, находящийся рядом с точкой КЗ) и элементы (трансформаторы, линии, реакторы), по которым протекает ток КЗ от источника к месту КЗ.

3) Определение базисных напряжений ступеней электрической схемы. Для каждой ступени трансформации устанавливают среднее номинальное напряжение Uср и при этом условно принимают, что номинальное напряжение всех элементов, находящихся на одной ступени, одинаковы и равны соответствующим значениями по шкале.

4) Определение базисной мощности и базисного тока.

5) Определение ЭДС источников и сопротивлений элементов схемы.

6) Преобразование расчетной схемы замещения в эквивалентную результирующую. Т.к. исходная схема не содержит замкнутых контуров, то она легко преобразуется в эквивалентную схему путем последовательного и параллельного соединения элементов и путем замены нескольких источников, имеющих разные ЭДС и разные сопротивления, но присоединенных в одной точке одним эквивалентным источником.

7) имеющих разные ЭДС и разные сопротивления, но присоединенных в одной точке одним эквивалентным источником.

8) Определение начального тока трехфазного КЗ

9) Определение ударного тока КЗ

Рис. 1 Структурная схема.

Определяем ЭДС источников:

- системы:

- генераторов:

Определим параметры элементов схемы замещения:

- система:

- линия:

- генераторы:

- трансформаторы:

Находим базисный ток:

КЗ в точке К-1

Сопротивления схемы:

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:

- от системы:

- от генераторов Г 1ч5:

Суммарное значение:

Значения ударного тока по ветвям:

Место короткого замыкания

Система, связанная с шинами, где рассматривается КЗ, воздушными линиями 110 кВ

1,78

0,04

Блоки, состоящие из генератора мощностью 21,6 МВт и трансформатора (на стороне ВН), при UномГ = 10,5 кВ

1,935

0,15

Ударный ток КЗ:

- от системы:

- от генераторов Г1ч5:

Суммарный ударный ток КЗ:

КЗ в точке К-2

Сопротивления схемы:

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:

- от системы:

- от генераторов Г 1ч5:

Суммарное значение:

Значения ударного тока по ветвям:

Место короткого замыкания

Система, связанная с шинами, где рассматривается КЗ, воздушными линиями 110 кВ

1,78

0,04

Блоки, состоящие из генератора мощностью 21,6 МВт и трансформатора (на стороне ВН), при UномГ = 10,5 кВ

1,935

0,15

Ударный ток КЗ:

- от системы:

- от генераторов Г1ч5:

Суммарный ударный ток КЗ:

КЗ в точке К-3

Сопротивления схемы:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:

- от системы:

от генераторов Г 1ч5:

Суммарное значение:

Значения ударного тока по ветвям:

Место короткого замыкания

Система, связанная с шинами, где рассматривается КЗ, воздушными линиями 110 кВ

1,78

0,04

Блоки, состоящие из генератора мощностью 21,6 МВт и трансформатора (на стороне ВН), при UномГ = 10,5 кВ

1,935

0,15

Ударный ток КЗ:

- от системы:

- от генераторов Г1ч5:

Суммарный ударный ток КЗ:

5. Выбор выключателей и разъединителей

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения цепи в любых режимах.

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах: длительная работа под нагрузкой, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ, и включение на существующее КЗ.

К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования:

· Надежность отключения любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);

· Быстрота действия, т.е. наименьшее время отключения;

· Пригодность для быстродействующего АПВ, т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;

· Возможность пофазного управления для выключателей 110 кВ и выше;

· Легкость ревизии и осмотра контактов;

· Взрыво- и пожаробезопасность;

· Удобство транспортировки и эксплуатации.

Выключатели выбирают согласно ГОСТ 687-70:

Ш по напряжению установки:

Ш по длительному току:

Ш по отключающей способности:

- на симметричный ток отключения по условию:

где действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент ф начала расхождения дугогасительных контактов;

номинальный ток отключения, кА.

- на отключение апериодической составляющей по условию:

где апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов ф;

нормированное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения;

наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов; , где минимальное время действия РЗ; собственное время отключения выключателя.

Ш по включающей способности:

где номинальный ток включения;

номинальное мгновенное значение тока включения.

Ш на электродинамическую стойкость при КЗ выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

где действующее значение предельного сквозного тока КЗ (по каталогу); амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ (по каталогу); начальное значение периодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя; ударный ток КЗ в цепи выключателя.

Ш на термическую стойкость по тепловому импульсу тока КЗ:

(если )

(если )

где тепловой импульс по расчету ;

предельный ток термической устойчивости по каталогу;

длительность протекания тока термической устойчивости;

допустимый тепловой импульс;

Разъединители выбирают по напряжению установки, длительному току и проверяют на электродинамическую и термическую стойкость при КЗ.

Выбор выключателя в цепи генератора.

Для расчетной точки КЗ К-2:

Номинальный ток генератора:

Наибольший ток в цепи генератора:

Выключатель в цепи генератора проверяют на отключение тока КЗ от внешних источников, или от тока генератора (какой из них больше).

Предварительно выбираем выключатель типа МГГ-11-3500/1000Т3

Проверим выбранный выключатель по отключающей способности. Расчетное время отключения Ток КЗ от суммы внешних источников больше, чем от генератора. Для произвольного момента времени , т.к. внешний источник (система+Г1чГ8) связан с точкой К.З. непосредственно, т.е. независимо от Г1,расположеннго вблизи от места К.З и по условию проверки на симметричный ток отключения

Апериодическая составляющая тока КЗ:

Проверим выбранный выключатель по включающей способности:

Проверим выбранный выключатель на термическую стойкость. Т.к. , то определяется по формуле

Проверим выбранный выключатель на электродинамическую стойкость:

Приведенный расчет показал, что выключатель удовлетворяет всем требованиям, и окончательно в цепи генератора устанавливаем выключатель типа МГГ-11-3500/1000Т3.

Выбор разъединителя в цепи генератора

Предварительно выбираем разъединитель типа РВРЗ-1-10/4000 У3

Проверка на термическую стойкость. Т.к. ,

Проверим выбранный выключатель на электродинамическую стойкость:

Устанавливаем окончательно разъединитель РВРЗ-1-10/4000 У3.

Расчеты сводим в таблицу.

Таблица 1

Расчетные данные

Каталожные данные

Выключатель

МГГ-11-3500/1000Т3

Разъединитель

РВРЗ-1-10/4000 У3

-

-

-

Выбранные выключатель и разъединитель удовлетворяют предъявленным требованиям.

Также в цепи генератора необходимо установить защитные аппараты, т.е. нелинейные ограничители перенапряжений: ОПН-10,5-YTEL.

Выбор выключателей в ОРУ 110 кВ

Для расчетной точки КЗ К-1:

При выборе электрических аппаратов в РУ с напряжением введем упрощения:

1. в РУ устанавливаются однотипные выключатели на разные номинальные токи;

2. проверка выключателя в условиях к.з. производится по значениям суммарного тока к.з. при повреждении на сборных шинах РУ. Это соответствует расчетным условиям для выключателя отходящей тупиковой линии и создает определенный запас при выборе выключателей других присоединений;

3. проверка выключателей по отключающей способности осуществляется без учета затухания периодической составляющей тока к.з., т.е. . Это определяется значительной удаленностью РУ 35 кВ и выше от генераторов станции;

4. расчет ударного тока и апериодической составляющей тока к.з. выполняется по эквивалентным постоянным времени без учета составляющих токов отдельных ветвей.

Определим номинальный ток (ТДЦ-200-330/10)

Найденным расчетным условиям удовлетворяет элегазовый выключатель ЯЭ-110-23(13) У4

Проверим выбранный выключатель по отключающей способности. Расчетное время отключения

Для произвольного момента времени, согласно допущения 3,

и по условию проверки на симметричный ток отключения

Определим апериодическую составляющую тока к.з. в момент начала расхождения контактов выключателя

Проверим выбранный выключатель по включающей способности:

Проверим выбранный выключатель на термическую стойкость. Т.к. , то определяется по формуле

Проверим выбранный выключатель на электродинамическую стойкость:

Приведенный расчет показал, что выключатель удовлетворяет всем требованиям, и окончательно в РУ 110 кВ устанавливаем воздушный выключатель.

Выбор разъединителя в ОРУ 110кВ.

Предварительно выбираем разъединитель типа РНДЗ-110/630У1

Проверка на термическую стойкость. Т.к. ,

Проверка на электродинамическую стойкость:

Устанавливаем окончательно разъединитель РНДЗ-110/630У1.

Расчеты сводим в таблицу.

Таблица 2

Расчетные данные

Каталожные данные

Выключатель

ЯЭ-110-23(13) У4

Разъединитель

РНДЗ-110/630У1

-

-

-

Выбранные выключатель и разъединитель удовлетворяют предъявленным требованиям.

В РУ-110кВ необходимо установить нелинейные ограничители перенапряжений: ОПН-110-YTEL.

Выбор выключателей в присоединении трансформатора с.н.

(ТМН-4000/10,5/6,3)

Для расчетной точки КЗ К-4:

Расчётный продолжительный ток:

Предварительно выбираем вакуумный выключатель типа МГГ-10-3150-45У3

Проверим выбранный выключатель по отключающей способности. Расчетное время отключения

Периодическая составляющая тока КЗ:

Проверим выбранный выключатель по включающей способности:

Проверим выбранный выключатель на термическую стойкость. Т.к. , то определяется по формуле

Проверим выбранный выключатель на электродинамическую стойкость:

Расчетные данные

Каталожные данные

Выключатель

МГГ-10-3150-45У3

Приведенный расчет показал, что выключатель удовлетворяет всем требованиям, и окончательно в присоединении ТСН устанавливаем выключатель типа МГГ-10-3150-45У3, встроенный в КРУ типа К-104М.

В присоединении Т.С.Н. необходимо установить нелинейные ограничители перенапряжений: ОПН-6,3-YTEL.

6. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Трансформатор тока предназначен для измерения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и зашиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы тока выбирают:

· по напряжению установки Uуст ? Uном;

· по току Iнорм ? Iном; Iмах ? Iном;

· по конструкции и классу точности:

· по электродинамической стойкости iу ? iдин

где iу - расчетный ударный ток КЗ;

iдин - ток электродинамической стойкости (по каталогу);

· по термической стойкости ;

где Вк - расчетный тепловой импульс тока КЗ;

IТ и tТ - ток и время термической стойкости (по каталогу);

· по вторичной нагрузке Z2 ? Z2ном;

где Z2 - вторичная нагрузка ТТ;

Z2ном - номинальная нагрузка ТТ в заданном классе точности.

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного напряжения 100 или Вольт и для отделения цепей измерения и релейной зашиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы напряжения выбирают:

- по напряжению установки UустUном;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке S2Sном;

где Sном - номинальная мощность в выбранном классе точности. При этом следует иметь ввиду, что для однофазных ТН, соединяемых в звезду, следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме открытого треугольника - удвоенную мощность одного трансформатора;

S2 - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к ТН. Если вторичная нагрузка S2 превышает номинальную мощность Sном, то устанавливают второй трансформатор напряжения и часть приборов присоединяют к нему.

Выбор трансформаторов тока

Выбор ТТ в цепи генератора

Наибольший длительный ток

Выбираем ТТ типа ТШЛ-10-0,5/10Р-2000/5, Z2ном=1,2 Ом.

Сравнение расчетных и каталожных данных сводим в таблицу:

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст=10,5 кВ

Uном=10 кВ

Iмах=1393 А

Iном=2000 А

iу=130кА

Не проверяется

По всем номинальным параметрам выбранный трансформатор тока удовлетворяет расчетным условиям. Для проверки его работы в заданном классе точности, используя схему включения приборов и паспортные данные приборов, определяем нагрузку по фазам и выбираем наиболее нагруженные трансформаторы тока. Перечень необходимых измерительных приборов в цепи генератора определяем по таблице 6.22 [Л.4]. Данные о вторичной нагрузке ТТ сводим в таблицу:

Прибор

Тип

Нагрузка по фазам, ВН

А

В

С

Ваттметр показывающий

Д-335

0,5

-

0,5

Варметр показывающий

Д-335

0,5

-

0,5

Амперметр показывающий

Э-350

0,5

0,5

0,5

Счетчик активной энергии

И-680

2,5

-

2,5

Амперметр регистрирующий

Н-393

-

10

-

Ваттметр регистрирующий

Н-395

10

-

10

Итого

14

10,5

14

Из таблицы видно, что наиболее загруженные фазы А и С.

Общее сопротивление приборов наиболее загруженной фазы

Номинальное сопротивление вторичной цепи трансформатора тока класса точности составляет . Сопротивление контактов принимаем равным , тогда сопротивление соединительного кабеля составит

Для ГРУ 10 кВ применяется кабель с алюминиевыми жилами длиной . Тогда его расчётное сечение жилы:

По найденному расчётному сечению выбираем контрольный кабель АКРВГ с сечением жилы .

Выбор ТТ в РУ-110 кВ
В РУ-110 кВ выбираем ТФЗМ-110-111-0,5/5Р-200/5, ;Z2ном=0,8 Ом.
Наибольший длительный ток определяется по формуле:
Сравнение расчетных и каталожных данных сводим в таблицу:

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст=110 кВ

Uном=110 кВ

Iмах=163А

Iном=200 А

iу=18,5 кА

iдин=42 кА

По всем номинальным параметрам выбранный ТТ удовлетворяет расчетным условиям. Для проверки его работы в заданном классе точности, используя схему включения приборов и паспортные данные приборов, определяем нагрузку по фазам и выбираем наиболее нагруженные трансформаторы тока. Перечень необходимых измерительных приборов в цепи генератора определяем по таблице 6.22 [Л.4].

Вторичная нагрузка ТФЗМ-110 по фазам:

Прибор

Тип

Нагрузка по фазам, ВА

А

В

С

Амперметр

Э-335

-

0,5

-

Ваттметр

Д-335

0,5

-

0,5

Варметр

Д-335

0,5

-

0,5

Счетчик активной энергии

И-680

2,5

-

2,5

Счетчик реактивной энергии

И-676

2,5

-

2,5

Итого

6,0

0,5

6,0

Общее сопротивление приборов:

Номинальное сопротивление вторичной цепи ТТ класса точности составляет . Сопротивление контактов принимаем равным , тогда сопротивление соединительного кабеля составит

Принимая по табл.6.21.(Л4.) длину кабеля с медными жилами :

По найденному расчётному сечению выбираем контрольный кабель марки КРВГ с сечением медной жилы 4,0 мм2.

Выбор ТТ в присоединении трансформатора СН 6 кВ

Выбираем ТТ типа ТПЛК-10-0,5/10Р-2000/5, Z2ном=0,4 Ом.

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст=6,3 кВ

Uном=10 кВ

Iмах=366,57 А

Iном=400 А

iу=107 кА

iдин=74,5 кА

ТПЛК-10 удовлетворяет предъявленным требованиям. Данные о вторичной нагрузке сводим в таблицу.(Л4,табл.6.24)

Прибор

Тип

Нагрузка по фазам, ВА

А

В

С

Амперметр

Э-335

0,5

0,5

0,5

Ваттметр

Д-335

0,5

-

0,5

Варметр

Д-335

0,5

-

0,5

Счетчик активной энергии

И-681

2,5

-

2,5

Счетчик реактивной энергии

И-676

2,5

-

2,5

Итого

6,5

0,5

6,5

Общее сопротивление приборов наиболее нагруженной фазы

Номинальное сопротивление вторичной цепи ТТ класса точности составляет . Сопротивление контактов принимаем равным , тогда сопротивление соединительного кабеля составит

Принимая длину кабеля с алюминиевыми жилами , определяем его расчетное сечение:

Выбираем контрольный кабель марки АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением .

Выбор трансформаторов напряжения

Выбор ТН в цепи генератора

Выбираем НАМИ-10-У2.

Трансформаторы напряжения в присоединении генератора предназначены для питания измерительных приборов, перечень которых представлен в таблице. Кроме этого к ним подключаются приборы колонки синхронизации и приборы контроля состояния изоляции, не участвующие в подсчете нагрузок трансформаторов напряжения из-за кратковременного подключения.

Проведем выбор однофазных трансформаторов напряжения, соединенных в неполный треугольник, и предназначенных для подключения измерительных приборов и счетчиков.

Данные о вторичной нагрузке ТН сводим в таблицу.

Прибор

Тип

S одной обмот-ки

Число обмо-ток

cos

sin

Число прибо-ров

Общая мощность

Р, Вт

Q, ВА

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Вольтметр

Э-335

2

1

1

0

1

2

-

Ваттметр

Д-335

1,5

2

1

0

2

6

-

Варметр

Д-335

1,5

2

1

0

1

3

-

Датчик активной мощности

Е-829

10

-

1

0

1

10

-

Датчик реактивной мощности

Е-830

10

-

1

0

1

10

-

Счетчик активной энергии

И-680

2 Вт

2

0,38

0,925

1

4

9,7

Ваттметр регистрирующий

Н-348

10

2

1

0

1

20

-

Вольтметр регистрирующий

Н-344

10

1

1

0

1

10

-

Частотомер

Э-372

3

1

1

0

2

6

-

Итого

71

9,7

Общая вторичная нагрузка ТН:

ТН типа НАМИ-10-У2 имеет номинальную мощность одной фазы 75 ВА. Так как S2=71,6 ВА меньше Sном=350=150 ВА, поэтому НАМИ-10-У2 будет работать в классе точности 0,5.

Трансформаторы напряжения на сборных шинах генераторного напряжения служат для подключения измерительных приборов, приведенные в таблице.

Прибор

Тип

Потребляемая мощность токоизмерительными приборами включенными между фазами,

А

В

С

Вольтметр показывающий

Э-350

-

2,0

-

Частотомер показывающий

Э-371

-

3,0

-

Счетчики активной энергии

И-672М

56

-

56

Итого

56

5

56

Приборы колонки синхронизации и приборы контроля состояния изоляции включают кратковременно, поэтому они не учитываются в подсчете нагрузки трансформаторов напряжения.

Проверим возможность совместного питания всех указанных приборов от одного трехфазного трансформатора напряжения , допустимая нагрузка которого в классе точности нагрузку до при равномерном распределении нагрузки на все фазы.

Из таблицы следует, что общая нагрузка на трансформаторе напряжения составит

Кроме того, нагрузка неравномерно распределена по обмоткам, поэтому трансформатор напряжения будет работать с погрешностями, превышающими нормированные для класса точности .

Следовательно, расчетные счетчики следует подключить к отдельным трансформаторам напряжения , включенным по схеме неполного треугольника. Каждый трансформатор напряжения класса точности может поддерживать нагрузку .

Выбор ТН в РУ-110 кВ

Выбираем ТН типа НАМИ-110-УХЛ1.

Данные о вторичной нагрузке ТН сводим в таблицу.

Прибор

Тип

S одной обмотки

Число обмоток

cos

sin

Число приборов

Общая мощность

Р, Вт

Q, ВА

Вольтметр

Э-335

2

1

1

0

1

2

-

Ваттметр

Д-335

1,5

2

1

0

2

6

Варметр

Д-335

1,5

2

1

0

2

6

Фиксирующий измерительный прибор

ФИП

3

3

1

0

1

9

Счетчик

активной энергии

И-681

2 Вт

2

0,38

0,925

2

4

19,4

Счетчик

реактивной энергии

И-676

2 Вт

2

0,38

0,925

2

4

19,4

Итого

31

38,2

Общая вторичная нагрузка:

Так как S2НОМ=3*400=1200 ВА, поэтому НАМИ-110-УХЛ1 будет работать в классе точности 0,5.

Выбор ТН в в присоединении трансформатора СН 6 кВ.
Выбираем ТН типа НАМИ-6-У2.
Данные о вторичной нагрузке ТН сводим в таблицу.

Прибор

Тип

S одной обмот-ки

Число обмо-ток

cos

sin

Число прибо-ров

Общая мощность

Р, Вт

Q, ВА

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Вольтметр

Э-335

2

1

1

0

1

2

-

Ваттметр

Д-335

1,5

2

1

0

2

6

-

Варметр

Д-335

1,5

2

1

0

1

3

-

Датчик активной мощности

Е-829

10

-

1

0

1

10

-

Датчик реактивной мощности

Е-830

10

-

1

0

1

10

-

Счетчик активной энергии

И-680

2 Вт

2

0,38

0,925

1

4

9,7

Ваттметр регистрирующий

Н-348

10

2

1

0

1

20

-

Вольтметр регистрирующий

Н-344

10

1

1

0

1

10

-

Частотомер

Э-372

3

1

1

0

2

6

-

Итого

71

9,7

Общая вторичная нагрузка ТН:
ТН типа НАМИ-6-У2 имеет номинальную мощность одной фазы 75 ВА. Так как S2=71,6 ВА меньше Sном=350=150 ВА, поэтому НАМИ-6-У2 будет работать в классе точности 0,5.
7. Выбор шин
Выбор шин в цепи генератора.
Наибольший ток генератора:
Так как , то выбираем шины коробчатого сечения, которые выбираются по допустимому току. Принимаем алюминиевые шины 2x(125x55x6,5):
С учетом поправочного коэффициента на температуру (Бишкек: среднегодовая , наиболее жаркого месяца ), тогда .
что больше , и это удовлетворяет условию термической стойкости.
Проверка сборных шин на термическую стойкость. По таблице токов КЗ , тогда тепловой импульс тока к.з. определится следующим образом:
где - минимально допустимое сечение по условию термической стойкости; С=91 - постоянная для неизолированных алюминиевых шин.
Проверка сборных шин на механическую стойкость. По таблице токов КЗ . Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому расчет производится без учета колебательного процесса в механической конструкции. Принимаем, что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления . При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника напряжение в материале шин от взаимодействия фаз при к.з. определяем по формуле:
где принято ;
,
поэтому шины механически прочны.
Проверка ошиновки в цепи генератора на термическую стойкость. Выше выбраны шины сборные и ошиновка в цепи генератора одинакового сечения . Расчетный ток в цепи генератора по таблице токов КЗ. , т.е. меньше, чем на сборных шинах, поэтому ошиновка в цепи генератора термически стойка.
Проверка шин на механическую стойкость. Принимаем, что шины расположены горизонтально, длина пролета между изоляторами , расстояние между шинами (фазами) , швеллеры шин соединены сваркой жестко, только в местах крепления шин на изоляторах (). По таблице токов КЗ. расчетный ток , тогда напряжение в материале шин от взаимодействия фаз при к.з. определяется по формуле:
Определим силу взаимодействия между швеллерами, составляющими шину коробчатого сечения при условии :
Напряжение в материале шин от действия силы определится по формуле:
где ; момент сопротивления шин.
Т..к. шины механически прочны.
Выбор шин в РУ-110кВ
Наибольший длительный ток
. Принимаем .
Проверим провода на коронирование.
Начальная критическая напряженность поля:
где m=0,82 - коэффициент, учитывающий шероховатость провода марки АС; =10,8см - радиус провода АС-240/32.
Напряженность электрического поля (максимальное значение) вокруг расщепленных проводов:
где =100см - среднее расстояние между проводами в РУ-110кВ.
Условие проверки на коронирование:
Условие выполняется, провод АС-240/32 проходит по короне в РУ-110кВ.
Выбор шин в РУСН- 6 кВ
Номинальный ток генератора:
Выбираем алюминиевые однополосные шины прямоугольного сечения 30х4=120 мм2,
Iдоп =475 А > 366 А
Проверка сборных шин на термическую стойкость.
По таблице токов КЗ , тогда тепловой импульс тока к.з. определится следующим образом:
где - минимально допустимое сечение по условию термической стойкости; С=91 - постоянная для неизолированных алюминиевых шин.
Проверка шин на механическую прочность при КЗ.
При расположении шин на изоляторах на ребро, длина пролета между изоляторами из условия, что собственная частота колебаний шин больше 200 Гц.
где
- момент инерции шины, расположенной ребром. q =2 см2;
.
При расположении шин на изоляторах плашмя
,
где - момент инерции шины, установленной плашмя на изоляторах. Принимаем расположение шин на изоляторов плаш...

Подобные документы

  • Выдача потока энергии, вырабатываемой на электростанции. Схема выдачи мощности. Определение годовых потерь активной электроэнергии в блочных трансформаторах и автотрансформаторах связи. Выбор рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд.

    реферат [1,1 M], добавлен 04.07.2011

  • Выбор числа и мощности генераторов, трансформаторов электростанции. Выбор главной схемы электрических соединений. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор выключателей и разъединителей, трансформаторов тока и напряжения. Обеспечение собственных нужд ТЭЦ.

    курсовая работа [199,0 K], добавлен 19.11.2010

  • Составление вариантов структурных схем проектируемой подстанции. Сведения по расчету токов короткого замыкания. Выбор конструкций распределительных устройств, сущность измерительных трансформаторов тока и напряжения. Выбор выключателей и разъединителей.

    курсовая работа [334,8 K], добавлен 03.05.2019

  • Выбор числа и мощности трансформаторов связи. Схема перетоков мощности и нагрузки. Расчет капитальных затрат и разработка схем питания собственных нужд. Выбор выключателей, разъединителей, измерительных трансформаторов, сборных шин и токоведущих частей.

    курсовая работа [2,3 M], добавлен 27.01.2015

  • Выбор главной схемы электрических соединений станций. Расчет токов короткого замыкания на шинах РУ 220 кВ и РУ 110 кВ. Выбор высоковольтных выключателей, разъединителей, сборных шин и токоведущих, измерительных трансформаторов тока и напряжения.

    дипломная работа [1,2 M], добавлен 19.05.2014

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.