Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В настоящее время электроэнергетика является наиболее устойчиво работающим комплексом Белорусской экономики, а предприятия отрасли обеспечивают эффективное, надёжное и устойчивое энергоснабжение потребителей республики без серьёзных аварий. В полной мере удовлетворены растущие потребности республики в тепловой и электрической энергии. Установленная мощность Белорусской энергосистемы в настоящее время достаточна для полного обеспечения потребителей энергии республики.

В 2004 году реконструировано 1924,4 км линий электропередачи напряжением 0,4-10 кВ и тепловых сетей общей протяжённостью 23,5 км в однотрубном исчислении.

Введены в эксплуатацию турбогенератор мощность 2,5 МВт и водогрейный котёл КВГМ-100 на ТЭЦ в Солигорске. На котельной «Лунинец» осуществлён перевод котлоагрегатов № 1, 2 в водогрейный режим. На Пинской ТЭЦ переведён на сжигание природного газа котлоагрегат №7. На Берёзовской ГРЭС введена станция обезжелезивания объёмом 8000 мі.

Завершена реконструкция котельной «Масюковщина» с установкой водогрейного котла КВГМ-1000, котельной «Восточная» в г. Орше с установкой парового котла ДЕ 4-14ГМ. На ОРУ 330 кВ Лукомльской ГРЭС введён в эксплуатацию автотрансформатор мощностью 200 МВ·А. Завершено строительство мини-ГЭС «Немново» на Августиновском канале с вводом двух гидрогенераторов общей мощностью 250 кВт.

Реконструирована Могилёвская ТЭЦ-1 с заменой турбогенератора АР-6-5 ст. №5 на турбогенератор Р-6-3,4/0,5-1. на Могилёвской ТЭЦ-2 переведён на сжигание природного газа котлоагрегат №3 паропроизводительностью 210 т/ч с внедрением на нём современной АСУ ТП.

В конце декабря завершились работы по вводу в эксплуатацию турбогенератора мощностью 6 МВт на Центральной отопительной котельной в г. Гомеле.

В 2005 г. предстоят такие работы: реконструкция Минской ТЭЦ-3; реконструкция ПС 330/110/10 «Колядичи»; реконструкция энергоблока ст. №3 Берёзовской ГРЭС с надстройкой газовыми турбинами мощностью 2х25 МВт; установка турбины мощностью 12 МВт на Лидской ТЭЦ; восстановление Браславской ГЭС с двумя гидрогенераторами суммарной мощностью 400 кВт; восстановление ГЭС «Вихряны» на реке Сож с установкой гидрогенераторов суммарной мощностью 250 кВт.

Однако этого недостаточно, чтобы решить проблему старения генерирующего оборудования. Значительный моральный и физический износ основного оборудования вводит энергетику в зону повышенного риска, технологических отказов и аварий оборудования.

Перспективное развитие генерирующих источников для нужд республики требуется осуществить, исходя их необходимости замены выбывающих генерирующих мощностей до 2020 г. в объёме до 3,5 млн. кВт для поддержания уровня самообеспеченности.

1. Выбор генераторов

Согласно заданию для ТЭЦ-320 МВт принимаем генераторы 2х100+2х60 МВт . Выбираем типы генераторов из табл. П2.1 [1] и заносим их номинальные параметры в таблицу 2.1.

Таблица 2.1. Выбор генераторов

Тип т/г	n , об/мин	Номинальное значение	X"d отн. ед.	Система возбуждения	Охлаждение обмоток
		S , МВ·А	Соs ц	I статора, кА	U статора кВ	Кпд,%			Ста- тора	ротора
ТВФ-100-2	3000	117,5	0,85	6,475	10,5	98,7	0,183	М	КВР	НВР
ТВФ-60-2	3000	75	0,8	4,125	10,5	98,5	0,146	М	КВР	НВР

Турбогенераторы серии ТВФ имеют воздушное охлаждение. Исполнение турбогенератора герметичное, закрытое. Циркуляция воздуха в машине обеспечивается вентиляторами, установленными на валу ротора. Охлаждение обмотки ротора непосредственное. Воздухоохладители встроены в корпус статора.

2. Выбор двух вариантов схем проектируемой электростанции

Согласно заданию связь с системой осуществляется на высшем напряжении 322 кВ, потребители получают питание с шин 100 кВ по воздушным линиям и с шин 10 кВ по кабельным линиям.

В первом и во втором вариантах потребители 10 кВ получают питание от распределительного устройства генераторного напряжения (ГРУ). Два генератора по 60 МВт присоединены к секциям ГРУ. Для связи РУ 220, 110 кВ и ГРУ предусматриваем установку двух автотрансформаторов связи. Генераторы по 100 МВт подключены к шинам РУ в виде блока генератор-трансформатор.

Два варианта схем выдачи мощности приведены на рис. 3.1 и рис. 3.2.



3. Выбор силовых трансформаторов на проектируемой ЭС

Выбираем Т1, Т2, АТ1, АТ2 для 1 варианта

Расход на собственные нужды принимаем равным 10 % от установленной мощности.

,

где - номинальная мощность и номинальный коэффициент мощности генератора;

- мощность собственных нужд;

Выбираем блочные трансформаторы типа ТДЦ-125000/110 кВ.

Номинальные параметры трансформаторов заносим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1. Номинальные параметры трансформаторов.

Тип трансформатора	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт	Uк, %	Ix, %
	ВН	НН	Рх	Рк
ТДЦ-200000/110	121	13,8	120	440	10,5	1,55

ТДЦ - трёхфазный трансформатор с системой охлаждения дутьём и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители.

Выбор мощности трансформаторов связи для варианта 1 производится по максимальному перетоку мощности в наиболее тяжелом режиме.

;

Определяем расчетную нагрузку на автотрансформатор связи:

Выбираем автотрансформатор типа АТДЦТН-125000/220/110 кВ.

Мощность обмоток низшего напряжения, общей и последовательной не должна превышать величины:

Где - коэффициент выгодности автотрансформатора

;

;

- условие выполняется.

- условие не выполняется.

Номинальные параметры автотрансформаторов заносим в таблицу 4.2.

Выбираем Т1, Т2, АТ1, АТ2 для 2 варианта :

;

Выбираем блочные трансформаторы типа ТДЦ-125000/110 кВ. Все трансформаторы такие, как и в 1-ом варианте.

Smin=2(75-6)+2(117.5-9.4)-16-100=138+216.2-16-100=238.2 МВА;

Аварийный режим :

Выбираем автотрансформатор типа АТДЦТН-250000/220/110.

Номинальные параметры автотрансформаторов заносим в таблицу 4.2.

Таблица 4.2. Номинальные параметры автотрансформаторов.

Тип автотрансформатора

S ном, МВ·А

Напряжение обмотки, кВ

Потери, кВт

Uк, %

АТ

обмотки НН

ВН

СН

НН

Рх

Рк

В-С

В-Н

С-Н

В-С

В-Н

С-Н

АТДЦТН-250000/220/110

250

125

230

121

10,5

120

500

410

400

11

32

2

АТДЦТН - трёхфазный автотрансформатор с системой охлаждения дутьём и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители, трёхобмоточный, с регулированием напряжения под нагрузкой.

4. Технико-экономическое сравнение вариантов схем

Вариант 1.

Рис. 5.1.

Вариант 2.

Рис. 5.2.

Варианты главной схемы электрических соединений разрабатываются по составленным структурным схемам выдачи мощности станции.

Для РУ-220 кВ применяем кольцевую (схема многоугольника) схему, которая обладает рядом достоинств, таких как возможность опробования любого выключателя в период нормальной работы схемы, использование разъединителей только для ремонтных работ. К недостаткам относятся следующие: более сложный выбор трансформаторов тока, выключателей и разъединителей, установленных в кольце.

Для РУ-110 кВ применяется схема с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь. Обе рабочие системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений (линии и трансформаторы равномерно распределены между секциями, шиносоединительный выключатель включен). Такое распределение присоединений увеличивает надёжность схемы, т.к. при КЗ на шинах отключаются шиносоединительный выключатель и только половина присоединений. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводятся на исправную систему шин. В нормальном режиме обходная система шин находится под напряжения, разъединители, соединяющие линии и трансформаторы с обходной системой шин, отключены. Обходная система шин предназначена для возможности ревизии и ремонтов выключателей без перерыва питания.

Упрощённые электрические схемы выбранных вариантов приведены на рис. 5.1 и рис. 5.2

Таблица 5.1.Капитальные затраты.

Оборудование	Стоимость единицы, тыс. руб	I вариант	I I вариант
		Количество единиц, шт	Общая стоимость, тыс. руб	Количество единиц, шт	Общая стоимость, тыс. руб
ГРУ-10	15	-	-	4	60
КРУ-10	1,9	3	5,7	-	-
Секционный выключатель с реактором	21	-	-	1	21
Ячейка генер. выключателя	40	2	80	-	-
Итого			87,5		81

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат.

3 = рн·K+И=min,

где рн=0,12 - нормативный коэффициент экономической эффективности; К - капитальные вложения на сооружения электроустановки, тыс. руб.; И - годовые эксплуатационные расходы, тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы складываются из расходов на амортизацию и потерь энергии.

И= +Д Wт· в ·10

где ба+ бр=8,4 % - отчисления на амортизацию и обслуживание, %; Д Wт - потери энергии в трансформаторах, кВт·ч; в - стоимость 1 кВт·ч потерянной энергии, в = коп/кВт·ч .

Потери энергии в автотрансформаторах:

где Pх и Рк - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт; Sнб - максимальная нагрузка трансформатора, МВ·А; Sном - номинальная мощность обмоток трансформатора, МВ·А; Т - продолжительность работы трансформатора, Т=8760 ч; ф - продолжительность максимальных потерь, определяется по кривой рис. 5.6 [1] в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки Тmах.

Примем

Тmах=5500 ч > ф =3980 ч.

;

Вариант 1:

Так как мощность обмотки НН , то вместо kвыг в формулу для определения потерь мощности для отдельных обмоток следует подставить

Sном, н / Sном=63/125=0,5.

;

;



Так как З1 > З2 на 5,3 %, то выбираем вариант 2 и используем его в дальнейших расчетах.

5. Выбор схемы собственных нужд (СН) и трансформаторов собственных нужд

Нормальная работа электростанций возможна только при надёжной работе механизмов с.н., что возможно лишь при надежном электроснабжении их. Потребители с.н. относятся к потребителям первой категории. Основными напряжениями, применяемыми в настоящее время в системе с.н., являются 6 кВ. Распределительное устройство с.н. выполняется с одной секционированной системой шин. Количество секций 6 кВ для ТЭЦ принимается: одна на каждый энергоблок (при мощности энергоблока до 160 МВт.)

Каждая секция присоединяется к рабочему трансформатору с.н. (ТСН).

Рабочие трансформаторы с.н. (ТСН) присоединяются отпайкой от блока генератор-трансформатор для генераторов 100 МВт и от секций ГРУ для генераторов 60 МВт. Мощность этих трансформаторов:

Принимаем в качестве рабочих ТСН трансформаторы типа ТМНС-6300/10 кВ и ТДНС-16000/20.

Резервное питание секций с.н. осуществляется от резервных магистралей, связанных с пускорезервным трансформатором с.н. (РТСН), который присоединяется к шинам 110 кВ. На блочных ТЭЦ резервный трансформатор должен обеспечить замену наиболее крупного источника и одновременно пуск одного котла или турбины. Мощность РТСН должна быть не меньше мощности любого рабочего ТСН. Принимаем РТСН типа ТРДН-25000/110 кВ.

Таблица 6.1. Номинальные параметры трансформаторов.

Тип трансформатора	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт	Uк, %	Ix, %
	ВН	НН	Рх	Рк
ТМНС-6300/10	10,5	6,3	8	46,5	8	0,8
ТДНС-16000/20.	10,5	6,3	17	85	10	0,7
ТРДН-25000/110	115	6,3-6,3	25	120	10,5	0,65

6. Выбор секционных реакторов на напряжение 6-10 кВ на ТЭЦ

Выбираем реактор в цепи ГРУ-10 кВ.

;

где -номинальный ток генератора;

Выбираем реактор РБДГ-10-4000-0,18;

4000>2887.5

Проверка реактора:

Данный реактор проходит.

7. Расчёт токов короткого замыкания

Расчет КЗ для отходящей линии 220 кВ:

Сопротивление линии:

Заменим ГРЭС-600МВт двумя генераторами по 300 МВт и заносим их номинальные параметры в таблицу 9.1.

Таблица 9.1.

Тип т/г	n ,об/мин	Номинальное значение	X"d отн. ед.
		S ,МВ·А	Соs ц	I статора, кА	U ста-тора кВ	Кпд, %
ТГВ-300	3000	353	0,85	10,2	20	98,7	0,195

Определим мощность блочного трансформатора.

Мощность блочных трансформаторов выбираем по формуле:

,

где и - номинальная мощность и номинальный коэффициент мощности генератора;

- мощность и коэффициент мощности собственных нужд.

Для генераторов мощностью 300 МВт:

Выбираем трансформаторы типа ТДЦ-400000/330 кВ.

Заносим их номинальные параметры в таблицу 9.2.

Таблица 9.2. Номинальные параметры трансформаторов.

Тип трансформатора	S ном, МВ·А	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт	Uк, %
		ВН	НН	Рх	Рк
ТДЦ-400000/220	400	242	20	280	870	11

Задавшись базовой мощностью Sб=1000 МВ·А определяем параметры схемы замещения:

2)

3)Сопротивление АТ1 и АТ2

4) Сопротивление трансформаторов Т1 и Т2

5) Сопротивление реактора:

6) Сопротивление генераторов Г1 и Г2.

7) Сопротивление генераторов Г3 и Г4.

Путем последовательных преобразований упростим схему замещения рис. 9.1:

Рис 9.2.

Проверка: С1+С2=1

Начальное значение периодической составляющей тока по ветвям:

Iпо = ,

где Iб - базовый ток, кА

Iб== кА

Значение токов по ветвям:

ГРЭС: Iпо= кА

Генераторы Г1-2: Iпо= кА

Генераторы Г3-4: Iпо= кА

Суммарный ток КЗ в точке К 1:

Iпо,к1=3,24+1,47+1,47=6,45 кА

Из табл.3.8 [1] установим значение ударных коэффициентов по ветвям схемы и определим ударные токи:

ГРЭС: kу=1,97, iу=кА

Генераторы Г1-2: kу=1,965, iу=кА

Генераторы Г4-5: kу=1,955, iу=кА

Суммарный ударный ток для точки К1:

iу,к1=8,94+4,79+4,02=17,75кА.

Путем последовательных преобразований упростим схему замещения для точки К2:

Начальное значение периодической составляющей тока по ветвям:

Iпо = ,

где Iб - базовый ток, кА

Iб== кА

Значение токов по ветвям:

Г1+Г2+Г4+ ГРЭС: Iпо= кА

Генератор Г3:

Iпо= кА

Суммарный ток КЗ в точке К2:

Iпо,к2=55,56+30,46=86,02кА

Из табл.3.8 [1] установим значение ударных коэффициентов по ветвям схемы и определим ударные токи:

Г1+Г2+Г4+ГРЭС: kу=1,9, iу=кА

Генераторы Г3: kу=1,955, iу=кА

Суммарный ударный ток для точки К2:

iу,к2=147,8+83,37=231,17кА

Результаты расчета токов КЗ заносим в таблицу 9.3.

Таблица 9.3. Результаты расчета токов КЗ

Место повреждения	Мощность ветви МВ·А	Хрез	Iб, кА	Iпо, кА	kу	iy, kA	Та, с
Отходящая линия 220 кВ, т.К1	ГРЭС=600	0,891	2,55	3,24	1,97	8,94	0,32
	Sг1-2=200	1,66		1,74	1,965	4,79	0,26
	Sг3-4=120	1,87		1,47	1,955	4,02	0,2
Итого в точке К 1		6,45		17,75
Для генератора 60МВт, т. К 2	Г1+Г2+Г4+ГРЭС =100+100+60+600=800МВт	0,99	55	55,56	1,9	147,8	0,15
	Г3=60МВт	1,95		30,46	1,955	83,37	0,2
Итого в точке К 2		86,02		231,17

8. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

8.1 Выбор выключателей и разъединителей в цепи отходящей линии 200 кВ

Расчетный ток продолжительного режима определяется следующим образом.

Выбираем выключатель типа S1-245/4000 и разьеденительРД3-220-1000

Определяем номинальные токи по ветвям, приведенные к той ступени напряжения, где находится точка КЗ.

>1,

где ф - расчетное время, для которого требуется определить токи КЗ:

ф = фc, в+0,01=0,035+0,01=0,045 с.

Апериодическая составляющая тока КЗ:

.

Где значение - может быть найдено по кривым рис 3.25 [1].

>1

ф = фc,в+0,01=0,035+0,01=0,045 с.

Апериодическая составляющая тока КЗ:

.

Где значение - может быть найдено по кривым рис 3.25 [1]

>1

ф = фc,в+0,01=0,035+0,01=0,045 с.

Все расчетные и каталожные данные по выбору аппаратов сводим в таблицу 10.1.

Таблица 10.1. Расчетные и каталожные данные.

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		Выключатель S1-245/4000	Разъединитель РДЗ -220-1000
Uуст ? Uном	220 кВ	245кВ	220 кВ
Imах ? Iном	935,2 А	4000А	1000 А
Inф ? Iотк,ном	6,22 кА	40 кА	-
iаф ? iа,ном	7,63 кА	50	-
Inо ? Iдин	6,45 кА	40 кА	-
iуд ? iдин	17,75кА	100 кА	100 кА
Bк ? IтІ·tт	IІnо(tотк+Та)= 5,8 кАІ·с	-	-

8.2 Выбор выключателей и разъединителей в цепи генератора типа ТВФ-60-2

Наибольший ток в цепи генератора:

Выбираем по табл. П.4.4 [1] элегазовый выключатель типа ВВГ-20 Iном=12500А и по табл. П.4.1 [1] разъединитель типа РВР(3) Iном=6300А.

Определяем номинальные токи по ветвям, приведенные к той ступени напряжения, где находится точка КЗ.

Расчетное время, для которого требуется определить токи КЗ

ф = фc,в+0,01=0,08+0,01=0,09 с

.

Апериодическая составляющая тока КЗ:

Таблица 10.2. Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГГ-20/12500	Разъединитель РВР(3)
Uуст=10,5 кВ	Uном =20 кВ	Uном =20 кВ
Imах =5252 А	Iном =12500 А	Iном =6300 А
Inф =55,56 кА	Iотк,ном =63 кА	-
iаф =42,7 кА	v2 Iотк,ном· вн/100= =v2·63 70/100·0=61,74 кА	-
v2 Int+ iаt =v2 ·55,56+42,7= =120,5 кА	v2 Iотк,ном·(1+ (вн/100)) = =v2·88,2·1,7 =149,94 =112 кА	-
Inо=55,56 кА	Iдин= 63 кА	-
iу= 147,8 кА	iдин =170 кА	iдин =220 кА
Bк =55,56І(0,15+0,12)= =833,5 кАІ·с	IтІ·tт= 63І·3= =11907 кАІ·с	IтІ·tт= 80І·4= =25600 кАІ·с

Выбор сборных шин 220 кВ.

Расчетный ток продолжительного режима в цепи трансформатор - шины определяется по наибольшей электрической мощности трансформатора связи.

По таблице 3.3 [1] принимаем три провода в фазе марки 2хАС-240. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами Д=400 см.

Проверка на термическое действии тока КЗ не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка шин на схлёстывание не производится, так как Iпо,к1< 20кА.

Проверка по условию коронирования.

Начальная критическая напряженность:

,

Где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m= 0,82); rо - радиус провода, см.

-радиус провода

Напряженность вокруг провода:

,

Где Dср=1,26*D=1,26*400=504см

Условие проверки: 1,07Е ? 0,9Ео.

Таким образом, провод 2хАС-240 по условию короны проходит.

8.3 Выбор токоведущих частей от выводов АТ до сборных шин, выполненными гибкими проводами

Сечение выбирается следующим образом:

Принимаем провод 2хАС-240

Проверка термическое действие не производится, т.к. токоведущие части выполнятся полым проводом.

8.4 Выбор комплектного токопровода

От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполнены комплектным пофазно-экранированным токопроводом. По табл.9.13 [2] выбираем ТЭНЕ-20/6300-300УХЛ1 на номинальное напряжение 20 кВ, номинальный ток 6300 А, электродинамическую стойкость главной цепи 300 кА.

Проверяем токопровод.

По нагреву:

Imах Iном;

По динамической стойкости: iуiдин.

Imах=5252А< Iном=6300 А.

iу=147,8 кA<iдин=300 кА

8.5 Выбор сборных шин 10 кВ

Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах РУ по экономической плотности тока не выбираются, поэтому выбор производится по максимальному току:

Наибольший ток в цепи генератора и сборных шин:

Принимаем коробчатые алюминиевые шины типа 2х1785, I доп=5650 А по табл. П 3.6 [1]. По условию нагрева в продолжительном режиме

Imах=5252<Iдоп=5650 0,94 =5311А шины проходят.

Проверяем шины на термическую стойкость.

Механическое сечение по условию термической стойкости:

- условие выполняется.

 Проверяем шины на механическую прочность. Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому расчёт производим без учёта колебательного процесса в механической конструкции. Принимаем, что швеллеры шин соединены жёстко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления Wуо-уо=167 смі. При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчётную формулу принимаем по табл.4.3[1]:

где l принято 2м;

Шины механически прочны, если

урасч=Qф,max<удоп=75 МПа,

где удоп - допустимое механическое напряжение в материале шин.

Поэтому шины михонически прочны.

8.6 Выбор изоляторов

Выбираем спорные изоляторы ОВФ10-2000 У3:

9. Выбор электрических аппаратов по номинальным параметрам

Выбор выключателей в цепи рабочих трансформаторов собственных нужд.

Расчетный ток продолжительного режима в цепи:

Выбираем по таблице П 5.2 [1] вакуумные выключатели типа ВБЭ-10-20/1000-1600.

Для защиты оборудования ТЭЦ от атмосферных и коммутационных перенапряжений изоляции электрооборудования устанавливаем в ОРУ-330 и 110 кВ нелинейные ограничители перенапряжений типа ОПН-330 У1 и ОПН-110 У1, в цепях трансформаторов со стороны 10 кВ - ОПН-10.

Выбор сборных шин собственных нужд.

Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах РУ по экономической плотности тока не выбираются, поэтому выбор производится по максимальному току:

Принимаем однополосные шины алюминиевые (60х8) I доп =1025 А по табл. П 3.4[1]. По условию нагрева в продолжительном режиме

Imах=963< Iдоп=1025 А шины проходят.



Принимаем однополосные шины алюминиевые (100х8) I доп =1625 А по табл. П 3.4[1]. По условию нагрева в продолжительном режиме

Imах=1541< Iдоп=1625 А шины проходят.

Выбор групповых реакторов, подключенных к секциям ГРУ.

Выбираем реактор типа РБГ-10-1000, Uном=10 кВ, Iном=1000 А.

Выбор выключателей в цепи кабельных ЛЭП.

Расчетный ток продолжительного режима в цепи:

Выбираем по таблице П 5.2 [1] вакуумный выключатель типа ВБЭ-10-20/630.

10. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения для заданных цепей

Рис. 10.1. Схема подключения измерительных трансформаторов

По таблице П4.5 [1] выбираем трансформаторы тока ТА1 наружной установки на 330 кВ типа ТФУМ-330У1.

Таблица 10.1. Расчетные и каталожные данные.

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст=330 кВ	Uном =330 кВ
Imах ? Iном	Imах =490 А	Iном1 =500 А
iуд ? iдин	iу= 15,86 кА	iдин=49,5 кА
Bк ? IтІ·tт	Bк =12,8 кАІ·с	IтІ·tт=19,3І·2=745 кАІ·с
Z2р ? Z2ном	Z2р =1,29 Ом	Z2ном =2 Ом

ТФУМ-330У1- трансформаторы тока опорного типа в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией с U - образной первичной обмоткой; трансформатор имеет один магнитопровод с обмоткой класса 0,5 и три магнитопровода для релейной защиты класса 10Р.

Для проверки ТА1 по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения рис.10.2 и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора.



Рис. 10.2. Схема включения контрольно-измерительных приборов.

Таблица 10.2. Вторичная нагрузка трансформатора тока.

Прибор	Тип	Нагрузка, В·А, фазы
		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
Датчики:
активной мощности	Е-829	1,0	-	1,0
реактивной мощности	Е-829	1,0	-	1,0
Итого	3,5	0,5	3,5

Из рис. 10.2 и табл. 10.2 видно, что наиболее загруженные трансформаторы тока фаз А и С. Общее сопротивление приборов:

rприб= Sприб/IІ2,

где Sприб - мощность, потребляемая приборами, В·А; I2 - вторичный номинальный ток прибора, I2=5 А.

rприб= 3,5/5І=0,14 Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

rпр=Z2ном-rприб- rк,

где rк - сопротивление контактов, принимается 0,05 Ом при двух-трёх приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов.

rпр=2-0,14-0,1=1,76 Ом.

Для цепей РУ 330 кВ применяется кабель с медными жилами, ориентировочная длина ?=150 м, трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому ?=?расч, тогда сечение соединительных проводов:

,

где ?расч - расчётная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, м; с - удельное сопротивление материала провода, для медных проводов с=0,0175 Ом·ммІ/м.

Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 ммІ.

Выбираем трансформаторы тока ТА2, встроенные в блочные трансформаторы на стороне ВН типа ТВТ 330-I-600/1.

Таблица 10.3. Расчетные и каталожные данные.

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=330 кВ	Uном =330 кВ
Imах =490 А	Iном1 =600А
Bк =12,8 кАІ·с	(kт·Iном1)І·tт=(25·0,6)І·3=675 кАІ·с
Z2р =1,6 Ом	Z2ном = 30 Ом

Таблица 10.4. Вторичная нагрузка трансформатора тока.

Прибор	Тип	Нагрузка, В·А, фазы
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Итого	0,5	0,5	0,5

Рис. 10.3. Схема включения контрольно-измерительных приборов

Из рис. 10.3 и табл. 10.4 видно, что все фазы загружены равномерно. Общее сопротивление приборов:

rприб= 0,5/1І=0,5 Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

rпр=30-0,5-0,05=29,45 Ом.

Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому ?=?расч, тогда сечение соединительных проводов:

Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 ммІ.

По таблице П4.5 [1] выбираем трансформаторы тока наружной установки на 110 кВ типа ТФЗМ-110У1.

Таблица 10.5. Расчетные и каталожные данные

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст=110 кВ	Uном =110 кВ
Imах ? Iном	Imах =1050 А	Iном1 =1500 А
iуд ? iдин	iу= 42,5 кА	iдин=158 кА
Bк ? IтІ·tт	Bк =95 кАІ·с	IтІ·tт=68І·3=13872 кАІ·с
Z2р ? Z2ном	Z2р =0,798 Ом	Z2ном =0,8 Ом

ТФЗМ-110У1- трансформаторы тока опорного типа в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией с первичной и вторичной обмотками, выполненными в виде звеньев; трансформатор имеет один магнитопровод с обмоткой класса 0,5 и два магнитопровода для релейной защиты класса 10Р.

Для проверки ТА1 по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения рис. 8.4 и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора.

Рис. 10.4. Схема включения контрольно-измерительных приборов.

Таблица 10.6. Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка, В·А, фазы
		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
Счётчики:
активной энергии	И-670	2,5	-	2,5
реактивной энергии	И-676	2,5	-	2,5
Итого	6,5	0,5	6,5

Из рис. 10.4 и табл. 10.6 видно, что наиболее загруженные трансформаторы тока фаз А и С. Общее сопротивление приборов:

rприб= Sприб/IІ2,

где Sприб - мощность, потребляемая приборами, В·А; I2 - вторичный номинальный ток прибора, I2=5 А.

rприб= 6,5/5І=0,26 Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

rпр=Z2ном-rприб- rк,

где rк - сопротивление контактов, принимается 0,05 Ом при двух-трёх приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов.

rпр=0,8-0,26-0,1=0,44 Ом.

Для цепей РУ 110 кВ применяется кабель с медными жилами, ориентировочная длина ?=100 м, трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому ?=?расч, тогда сечение соединительных проводов:

Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 4 ммІ.

Выбираем трансформаторы тока, установленные в цепи генератора ТФ-60-2 типа ТШЛ 15-6000/5.

Таблица 10.7. Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=10,5 кВ	Uном =15 кВ
Imах =4346 А	Iном1 =6000 А
iу= 223 кА	Не проверяются
Bк =27836 кАІ·с	IтІ·tт=120І·3=43200 кАІ·с
Z2р = 1,02 Ом	Z2ном = 1,2 Ом

Таблица 10.8. Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка, В·А, фазы
		А	В	С
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	И-670	2,5	-	2,5
Амперметр рег.	Н-394	-	10	-
Ваттметр рег.	Н-395	10	-	10
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Датчики:
активной мощности	E-829	1,0	-	1,0
реактивной мощности	E-830	1,0	-	1,0
Итого		16	10,5	16

Общее сопротивление приборов:

rприб= 16/5І=0,64 Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

rпр=1,2-0,64-0,1=0,46 Ом.

Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому ?=?расч, тогда сечение соединительных проводов:

Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 ммІ.

Выбираем трансформаторы тока , встроенные в трансформаторы связи на стороне СН типа ТВТ 110-I-2000/1.

Таблица 10.9. Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=110 кВ	Uном =110 кВ
Imах =1050 А	Iном1 =1500А
iу= 16,71 кА	Не проверяются
Bк =95 кАІ·с	(kт·Iном1)І·tт= (25·1,5)І·3=4219 кАІ·с
Z2р =2,25 Ом	Z2ном = 40 Ом

Таблица 10.10. Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка, В·А, фазы
		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
Итого	1,5	0,5	1,5

Рис. 10.5. Схема включения контрольно-измерительных приборов.

Общее сопротивление приборов:

rприб= 1,5/1І=1,5 Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

rпр=40-1,5-0,05=38,45 Ом.

Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому ?=?расч, тогда сечение соединительных проводов:

Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 ммІ.

Выбираем трансформаторы ток , установленные на вводах резервного трансформатора собственных нужд на стороне НН типа ТШЛ-10-2000/5.

Таблица 10.11. Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=6 кВ	Uном =10 кВ
Imах =1024 А	Iном1 =2000А
iу= 52,7 кА	Не проверяются
Bк =159 кАІ·с	(kт·Iном1)І·tт= (35·2)І·3=14700 кАІ·с
Z2р =2,11 Ом	Z2ном = 1,2 Ом

Таблица 10.12. Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка, В·А, фазы
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	И-670	2,5	-	2,5
Итого	3,5	0,5	3,5

Рис. 10.6. Схема включения контрольно-измерительных приборов.

Общее сопротивление приборов:

rприб= 3,5/5І=0,14 Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

rпр=1,2-0,14-0,05=1,01 Ом.

Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому ?=?расч, тогда сечение соединительных проводов:

Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 ммІ.

Выбираем трансформатор напряжения ТV1 на сборных шинах 330 кВ электростанции.

Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по табл.4.11[1]. Выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-330-83У1, Uном= 330/ кВ, S2ном =400 В·А в классе точности 0,5. Подсчет вторичной нагрузки приведен в табл.10.13.

Таблица 10.13. Вторичная нагрузка ТV.

Прибор	Тип	Мощность 1-ой обмотки	Число обмоток	cos	sin	Число приборов	Общая
							Р, Вт	Q, вар
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	3	6
Частотомер рег.	H-397	7	1	1	0	1	7
Вольтметр рег	H-394	10	1	1	0	1	10
Частотомер	Э-362	1	1	1	0	2	2
Синхронскоп	H-397	10	-	1	0	1	10
Итого							35	-

S2расч == 35 В·А < S2ном=3·400=1200 В·А.

Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5. Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель типа КВВГнг сечением 2,5 ммІ по условию механической прочности.

Выбираем трансформатор напряжения ТV1 на сборных шинах 110 кВ электростанции.

Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по табл.4.11[1]. Выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-110-83У1, Uном=110 кВ, S2ном=400 В·А в классе точности 0,5. Подсчет вторичной нагрузки приведен в табл.10.14.

Таблица 10.14. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	Мощность 1-ой обмотки	Число обмоток	cosц	sinц	Число приборов	Общая
							Р, Вт	Q, вар
Сборные шины
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	3	6
Частотомер рег.	H-397	7	1	1	0	1	7
Вольтметр рег	H-394	10	1	1	0	1	10
Ваттметр рег	H-395	10	2	1	0	1	20
Частотомер	Э-362	1	1	1	0	2	2
Синхронскоп	H-397	10	-	1	0	1	10
Итого							55	-

S2расч==55 В·А < S2ном=3·400 В·А.

Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5. Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель типа КВВГнг сечением 2,5 кв. мм по условию механической прочности.

Выбираем трансформаторы напряжения установленные в цепи генератора ТФ-60-2 типа ЗНОЛ. 06-10У3, Uном=10,5 кВ, S2ном=75 В·А в классе точности 0,5.

Таблица 10.15. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	Мощность 1-ой обмотки	Число обмоток	cosц	sinц	Число приборов	Общая
							Р, Вт	Q, вар
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	2
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	2	6
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3
Датчики:
активной мощности	E-829	10	-	1	0	1	10
реактивной мощности	E-830	10	-	1	0	1	10
Счетчик активной энергии	И-680	2 Вт	2	0,38	0,925	1	4	9,7
Ваттметр рег<...

курсовая работа "Расчет схемы теплоэлектроцентрали" скачать

Подобные документы

• 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
  

• 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
  

• 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
  

• Разработка электрической части теплоэлектроцентрали

  Выбор главной схемы электрических соединений. Проектирование структурной схемы станции. Выбор трансформаторов и источников питания. Способы ограничения токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей электрической станции.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 17.12.2015
  

• 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
  

• 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
  

• 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
  

• Проектирование ТЭЦ мощностью 360 МВт

  Компоновка структурной схемы ТЭЦ. Выбор числа и мощности трансформаторов. Построение и выбор электрических схем распределительных устройств. Расчет токов короткого замыкания. Выбор аппаратов, проводников и конструкции распределительных устройств.
  
  курсовая работа [3,8 M], добавлен 08.02.2021
  

• Расчет электрической части КЭС-400

  Выбор основного оборудования: генераторов и трансформаторов. Технико-экономический расчет схемы проектируемой электростанции. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей. Описание необходимой аппаратуры управления.
  
  курсовая работа [293,5 K], добавлен 05.05.2014
  

• Разработка технического проекта теплофикационной электростанции (ТЭЦ)

  Технико-экономическое обоснование схемы электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания для аппаратов и токоведущих частей. Выбор релейных защит, измерительных приборов и трансформаторов. Конструкции и описание распределительных устройств.
  
  курсовая работа [636,7 K], добавлен 14.03.2013
  

• Проектирование электрической части подстанции 110/35/10 кВ

  Выбор электрических схем распределительных устройств всех напряжений. Выбор схемы питания собственных нужд подстанции. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов: выключателей, разъединителей. Выбор шин и ошиновок на подстанции.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 15.10.2012
  

• Проектирование электростанций

  Выбор генераторов и вариантов схем проектируемой станции. Выбор и обоснование упрощенных схем распределительных устройств разных напряжений. Расчет релейной защиты, токов короткого замыкания и выбор электрических аппаратов и токоведущих частей.
  
  дипломная работа [1,0 M], добавлен 21.06.2011
  

• Разработка электрической части ТЭЦ 800 МВт

  Выбор генераторов, силовых трансформаторов, электрических аппаратов и токоведущих частей, схемы собственных нужд, ошиновки. Расчет потерь электроэнергии, токов короткого замыкания. Описание конструкции открытого распределительного устройства 220 кВ.
  
  курсовая работа [594,2 K], добавлен 02.06.2015
  

• Проектирование теплоэлектроцентрали

  Выбор и обоснование схемы электрических соединений и схемы электроснабжения потребителей собственных нужд теплоэлектроцентрали, расчет токов короткого замыкания. Критерии подбора электрических аппаратов и проводников, измерительных трансформаторов.
  
  дипломная работа [672,1 K], добавлен 20.04.2011
  

• Сетевая подстанция

  Проект сетевой подстанции: выбор структурной схемы, мощности силовых трансформаторов, схем распределительных устройств и электроснабжения; определение числа линий. Расчет токов короткого замыкания; подбор электрических аппаратов и токоведущих частей.
  
  курсовая работа [199,4 K], добавлен 29.04.2011
  

• Проектирование электрической части ТЭЦ 652 МВт

  Выбор площадки для теплоэлектроцентрали. Характеристика схемы присоединения электростанции к электроэнергетической системе. Выбор количества и мощности трансформаторов и автотрансформаторов структурных схем. Расчёт параметров токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [4,2 M], добавлен 27.07.2014
  

• Производство электрической энергии на ТЭЦ-320МВт

  Технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений ТЕЦ, выбор ее генераторов, трансформаторов, измерительных приборов, распределительных устройств и релейной защиты. Расчет токов короткого замыкания аппаратов и токоведущих частей.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 28.06.2011
  

• Проектирование электрической части конденсационной электростанции

  Разработка структурной схемы станции и блочных трансформаторов. Описание схемы электрических соединений и расчет токов короткого замыкания. Выбор комплектного токопровода, электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей в заданных цепях.
  
  курсовая работа [414,2 K], добавлен 23.03.2014
  

• Проектирование электростанции КЭС-1000

  Выбор генераторов и трансформаторов на проектируемой электростанции. Обоснование упрощенных схем распределительных устройств разных напряжений. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей.
  
  курсовая работа [547,1 K], добавлен 21.12.2014
  

• Проектирование и расчет электростанции

  Выбор главной электрической схемы проектируемой электростанции. Расчет числа линий и выбор схем распределительных устройств. Технико-экономический расчет объекта. Выбор измерительных трансформаторов и токоведущих частей. Расчет токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 02.12.2014
  

Другие документы, подобные "Расчет схемы теплоэлектроцентрали"

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