Разработка электрической схемы ТЭЦ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Задание

1. Разработка электрической схемы ТЭЦ

1.1 Определение расчетной мощности для выбора трансформаторов связи с системой

1.2 Графики нагрузки трансформаторов

1.3 Определение коэффициента нагрузки и выбор трансформаторов связи

1.4 Выбор реакторов уточнение типа генераторов

1.5 Технико-экономическое сравнение вариантов

2. Расчет токов короткого замыкания, выбор аппаратов и токоведущих частей схемы ТЭЦ

2.1 Расчет токов короткого замыкания

2.2 Выбор аппаратов и токоведущих частей электроустановок

3. Пример конструкции РУ

4. Расчет защитного заземления

Заключение

Литература

Введение

Данное курсовое проектирование по дисциплине «Производство, передача и распределение электрической энергии», включают в себя задачу разработки электрической схемы теплофикационной Электростанции теплоэлектроцентрали (ТЭЦ).

Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. Являясь тепловыми электроцентралями, они отличаются от других станций использованием тепла «отработавшего» в турбинах пара для нужд промышленного производства, а так же для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия по сравнению с раздельным электроснабжением, то есть выработкой электроэнергии и получении тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое применение и распределение в районах с большим потреблением тепла и электроэнергии. Данное курсовое проектирование подразумевает в себе разработку эл.схемы ТЭЦ, расчет токов короткого замыкания, выбор аппаратов и токоведущих частей схемы ТЭЦ.

1. Разработка электрической схемы ТЭЦ

1.1 Определение расчетной мощности для выбора трансформаторов связи с системой

На основании исходных данных необходимо определить расчетное значение мощности, отдаваемой ТЭЦ в систему и передаваемой удаленному потребителю, если он есть и указан в задании. По исходным данным необходимо определить и структурную схему ТЭЦ, чтобы ясно представлять, какие исходные данные занести в табл.1 для подсчета суточных нагрузок трансформаторов связи.

В данном случае структурная схема ТЭЦ будет иметь вид, как показано на рис.1.

Структурная схема (рис. 1) соответствует ТЭЦ, где с шин генераторного напряжения производится отбор мощности на удовлетворения потребности в электрической энергии промышленными потребителями Р1 (промышленные строительные материалы) и Р2 (транспортное машиностроение), осветительной нагрузкой Росв., бытовой нагрузкой Рбыт., и потребителями технологических нужд самой станции Рсн.. Предполагается что все перечисленные потребители находятся в пределах оптимальных расстояний от станции и уровень напряжения на шинах генераторного напряжения 6,3 Кв является достаточным для рациональной передачи мощности к перечисленным потребителям. Тогда при заполнении табл. 1, соответствующей данному варианту структурной схемы, колонки 4,5,6,7 заполняются с учетом изменения мощности потребителя в течение суток в соответствии с графиками из приложения 1 (рис. П1-1-П1-14) для тех или иных видов потребителей. В исходных данных задания на курсовой проект приведены значения активной мощности, соответствующей 100% мощности потребления из графика.

Осветительная и бытовая нагрузки записываются в табл. 1, колонки 6,7,12,13 в зависимости от периода (летнего, зимнего) суточного графика нагрузок.

Расчет данных для выбора трансформаторов связи.

а) Установленная мощность всех генераторов (табл.1, колонка 2):

где Рг - установленная мощность

Sг =

где Sг - полная установленная мощность генераторов, МВА;

cos - коэффициент мощности = 0,85.

б) Мощность генераторов в аварийном режиме (табл.1, колонка 3). Аварийный режим соответствует исключению из работы одного из генераторов ТЭЦ, следовательно:

где Рг.ав.- активная мощность в аварийном режиме, МВт.

где Sг.ав.- полная мощность в аварийном режиме, МВА.

в) Мощность собственных нужд в установившемся режиме и аварийном режимах работы (табл.1, колонки 8 и 9). Потребление мощности на технологические нужды станции Рсн для ТЭЦ составляет приблизительно 10% от установленной мощности генераторов.

В аварийном режиме будем считать останов одного генератора станции в зимний период.

В течение суток потребление на собственные нужды будем считать неизменным, что несколько не соответствует действительности, но допустимо на стадии разработки схемы станции.

г) Суммарные нагрузки:

1. Вычисление столбца (10)

Р1 + Р2 + Росв. зим + Рсн = Р3

2. Вычисление столбца (11)

3. Вычисление столбца (16)

Sген - S3 = Sзим.

4. Вычисление столбца (14)

P1 + P2 + Pсн + Pосв.лет +Pбыт.лет = Pл

5. Вычисление столбца (15)

6. Вычисление столбца (17):

Sген - Sл = Sлетн.

7. Вычисление столбца (18):

Sген.ав - ав = Sав

1.2 Графики нагрузки трансформаторов

Заполнив в табл. 1 колонки 16,17 по значениям имеющейся в течение суток полной мощности в этих колонках, построим графики нагрузки трансформаторов связи за зимние и летние сутки, а так же за зимние сутки в аварийном режиме.

Данные графики показаны на рис. 2 и 3. По колонкам 16, 17, 18 в табл. 1 определяем максимумы нагрузки трансформаторов, соответствующие режиму работы в зимний, летний и аварийный (зимний) периоды. Из трёх максимумов нагрузки за расчётный Sрасч. принимаем наибольший, в данном случае

Sрасч = Sлет = 106 МВА

Имея графики нагрузки за летние и зимние сутки, построим для трансформаторов связи годовой график продолжительности.

Климатический район - Восточная Сибирь с продолжительностью работы по зимнему графику в 210 суток и по летнему графику 150 суток в год.

Годовой график по продолжительности представлен на рис. 4

Из годового графика по продолжительности определяем условное время максимальных потерь.

где Т1 - время продолжительности мощности S1, час;

Т2 - время продолжительности мощности S2, час;

Т3 - время продолжительности мощности S3, час;

Тn - время продолжительности nой мощности Sn, час;

S1, S2, S3….Sn - мощности нагрузки трансформатора связи, начиная с наибольшей по мере убывания на годовом графике по продолжительности, МВА.

Условное время максимальных потерь необходимо для дальнейшего расчёта потерь мощности в трансформаторах на стадии технико-экономического сравнения вариантов электрических схем ТЭЦ : = 7800 часов

1.3 Определение коэффициента нагрузки и выбор трансформаторов связи

Выбирая трансформаторы связи с системой, необходимо учитывать требования надёжности станции с системой электроснабжения потребителей. Трансформаторы связи должны обеспечивать надёжную работу станции, как в нормальном, так и в режиме отключения одного из трансформаторов для планово-предупредительного ремонта и в аварийном режиме. Обычно для связи с системой устанавливают несколько трансформаторов. Один трансформатор устанавливается редко и только в том случае, если ТЭЦ в систему отдаёт мощность одного генератора станции. Предпочтительным будет вариант с двумя трансформаторами связи.

Мощность каждого трансформатора связи следует выбирать с учётом возможной аварийной перегрузки на 40% (КДП = 1,4 ) при коэффициенте заполнения графика расчётного режима

КЗ 0,75 .

В данном случае КЗ = 0,75, поэтому коэффициент аварийной перегрузки следует определять как

КДП = 1,4.

Расчётная мощность трансформаторов будет определяться как

Smp ,

где N - намечаемое к установке число трансформаторов связи с системой.

КДП - допустимая перегрузка трансформаторов в аварийном режиме.

Расчет мощности трансформаторов связи:

а) при N = 3

Smp ,

б) при N = 2 (с расщеплённой обмоткой)

Smp ,

По значению расчётной мощности выбираем уровень напряжения в РУВН связи с системой:

Sрасч = 106 МВА

Учитывая коэффициент мощности cos = 0,85, найдём активную расчётную мощность:

Pрасч = Sрасч =

По таблице 1.5(1) принимаем уровень напряжения в РУВН связи с системой равной U = 110 кВ

Технические данные трансформаторов показаны в таблицах 2 и 3:

Таблица № 2 Технические данные силового трансформатора ТД - 40

N = 3

Тип, мощность. МВА	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт	UКЗ, %	IХХ, %	Минимальн. размеры	Масса, т	Стоимость, т.руб.(1975)
		РХХ	РКЗ
	ВН	СН	НН	А	Б	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН		длина	ширина	высота	масло	полная
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19
ТД 40	121	-	6,3/ 15,75		59	-	170	-	-	10,5	-	0,6	7,8	5,4	7	23	110	52

Таблица № 3 Технические данные силового трансформатора ТРДЦН - 80

N = 2

Тип, мощность. МВА	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт	UКЗ, %	IХХ, %	Минимальн. размеры	Масса, т	Стоимость, т.руб.(1975)
		РХХ	РКЗ
	ВН	СН	НН	А	Б	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН		длина	ширина	высота	масло	Полная
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19
ТРДЦН 80	115	-	6,3/ 10,5	70	89	-	315	-	-	10,5	18,4	0,6	-	-	-	-	-	112

1.4 Выбор реакторов. Уточнение типа генераторов

Для ограничения тока короткого замыкания в схеме ТЭЦ предусматриваются секционные и групповые реакторы. В качестве групповых реакторов по отходящим линиям генераторного напряжения рекомендуется применять сдвоенные реакторы с сопротивлением:

ХР = 46%

Токовая нагрузка плеча реактора зависит от того, сколько линий, и какую токовую нагрузку планируется передавать через плечо реактора. Сопротивление сдвоенного реактора принимается минимальным в пределах ХР = 46%. Ток плеча равен току генератора в режиме номинальной нагрузки.

Найдём количество всех линий передаваемых через реакторы:

, МВт

где - суммарная мощность нагрузки без собственных нужд, которая проходит через

реактор, МВт;

Рзим. мах - максимальная мощность, передаваемая в зимний период, МВт; Рс.н. - мощность собственных нужд, МВт.

Далее находим ток линии:

Найдём ток плеча реактора:

По найденному току плеча реактора выбираем сдвоенный реактор типа:

РБСДГ - 10 - 2 Х 2500 - 0,25;

Основные параметры сдвоенного реактора приведены в таблице 5:

Таблица № 5

Тип реактора	Номинальное напряжение кВ	Номинальный ток, А	Индуктивное сопрот. Ом	Ток эл.дин.кА	Хн r	Номинальный коэффициент связи	Цена за фазу, руб.
			Одной ветви	При встречных токах
РБСДГ- 10 - 2 Х2500 - 0,25	10	2500	0,25	0,125	69	45,1	0,50	2330

Выбор типа генераторов станции сводится к определению его мерки по каталогу с тем, чтобы можно было заранее установить параметры генератора, входящие в расчётную схему замещения при расчёте токов короткого замыкания.

Тип генератора по заданной его активной мощности берём из таблицы 1.8(1):

Таблица №6

генератора	nH, ОБ/МИН	SH, МВА	РН, МВт	Uн, кВ	cosн	Iн, кА	X''d, о,е	Xe, о,е	Tа(3), с
ТВВ - 165 -2	3000	176,5	150	18	0,85	5,87	0,213	0,26	0,408

1.5 Выбор трансформаторов собственных нужд

В курсовом проекте будем считать потребление на собственные нужды в объёме 10% от установленной мощности генератора. Потребления летнего и зимнего режимов будем считать одинаковыми.

Sтр. соб. = 10Sген = 0,176,5 = 17,7 МВА

Трансформатор собственных нужд выбираем по таблице 1.5(1).

Для собственных нужд выбран трансформатор ТРДН - 25 (UВН = 15,75-20 кВ, UHH = 6,3-10 кВ)

В процессе разработки схемы должны быть выбраны резервные трансформаторы собственных нужд. При мощности генераторов не более 150 МВт обычно достаточно одного резервного трансформатора. Мощность резервного трансформатора, по каталогу, на ступень больше мощности трансформатора СН.

Для резервного питания СН выбран трансформатор ТРДН - 32 (UBH =15,75-20 кВ, UHH = 6,3-10 кВ)

1.6 Технико-экономическое сравнение вариантов

При выборе трансформаторов связи с системой мы наметили 2 варианта схем ТЭЦ при двух трансформаторах.

При сравнении вариантов необходимо учесть:

простоту и наглядность схем;

удобство эксплуатации;

надёжность работы;

экономическую целесообразность вариантов схемы.

С целью упрощения основное внимание следует обратить на четвёртый пункт и сравнивать варианты только по расчётным затратам. Выбор оптимального варианта должен быть основан экономически, путём сопоставления размеров капитальных вложений, К (тыс. руб.) и годовых эксплуатационных издержек, И (тыс. руб.)

Экономическую целесообразность схемы определяют минимальными затратами:

Зпр = Ен + И + У min,

где К - капиталовложения на сооружение схемы станции, тыс. руб.;

EH - нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12 ;

И - годовые эксплуатационные издержки;

У - ущерб от недоотпуска электроэнергии(для упрощения принимается У = 0).

Годовые эксплуатационные издержки по отличающимся в вариантах элементам схем принято определять по выражению:

И =

где - отчисления на амортизацию и обслуживание, % (по рекомендациям [1],принимаем равными 8%).

А- годовые потери в электроустановке, кВт.ч

- средняя себестоимость энергии, руб/кВт.ч (принимаем равной 0,02 руб/ кВт.ч)

Потери электроэнергии в электроустановке будем считать равным потерям только в трансформаторах. Годовая потеря при параллельно работающих трансформаторах одинаковой мощности с одинаковым числом дней работы в году при двухобмоточных трансформаторах:

А =

где: и - номинальные потери мощности в меди и стали трансформатора в кВт, (берутся из паспортных данных);

- условное время максимальных потерь, час;

Тгод = 8760 час;

Sср.сут. - среднее значение мощности за расчётные сутки, кВА;

Sн - номинальная мощность принятого в варианте трансформатора, кВА;

n - число трансформаторов.

Рассчитаем капиталовложения для обоих вариантов:

где: N - количество единиц;

К- стоимость выключателя на высоком напряжении, тыс. руб.;

К - стоимость трансформатора, тыс.руб.;

К - стоимость ячейки генераторного напряжения «выключатель + реактор», тыс. руб.;

Рассчитаем капиталовложения для варианта с двумя трансформаторами:

К1 =

Аналогично расчёт проводится для варианта с трансформаторами с расщеплённой низкой обмоткой:

К2 =

Рассчитаем потери электроэнергии в электроустановке для двух вариантов:

А1 =

А2 =

Расчёт издержек:

И1 =

И2 =

Расчёт затрат:

Зпр1 = Ен 1+ И1 + У=

Зпр2 = Ен 2+ И2 + У=

Таблица № 7 Выбор вариантов по величине затрат

№ по порядку	Составляющие приведённые затрат	1й вариант	2й вариант
1	Отчисления на амортизацию, ремонт	66993,2	56570,9
2	Стоимость потерь электроэнергии	2411320	1625092
3	Капиталовложения, К	536000	504000
4	Приведённые затраты, З	131313,2	117050,9

Если приведённые затраты по сравниваемым вариантам отличаются не более чем на 5 %, то варианты считаются равноценными. Предпочтение отводится в этом случае более надёжному варианту, обеспечивающему устойчивое электроснабжение потребителей. В нашем случае это вариант схемы с трансформатором с расщеплённой низкой обмоткой.

2. Расчёт токов короткого замыкания, выбор аппаратов и токоведущих частей схемы ТЭЦ

2.1 Расчёт токов короткого замыкания

Расчёт токов короткого замыкания (КЗ) является важнейшим этапом проектирования любого электротехнического сооружения, так как на основании его результатов производится проверка выбранного оборудования, токоведущих частей электроустановки и расчёт установок релейных защит.

Токи КЗ в высоковольтных цепях переменного тока рассчитываются по относительным сопротивлениям элементов цепи до точки КЗ Х*, которые определяют при единой базисной мощности SБ, базисном напряженииUБ, равному среднему напряжению ступени, и базисном токе IБ.

Целесообразно соблюдать такую последовательность расчёта токов КЗ:

составление расчётной схемы;

определение относительных сопротивлений элементов схемы;

составление эквивалентных схем замещения и преобразования;

определение суммарного сопротивления до характерных точек КЗ;

расчёт токов КЗ и мощности КЗ для указанных точек.

Расчётную схему составляют по известной схеме первичного электроснабжения и принятой однолинейной схеме проектируемой станции или подстанции. На расчётной схеме в однолинейном изображении указывают все источники питания и все элементы системы электроснабжения. Определение относительных сопротивлений элементов схемы: За единую мощность принимаем SБ = 1000 МВА. За базисное напряжение принимаем UБ = 110 кВ, тогда базисный ток при базисном напряжении будет равен:

= кА;

Относительное сопротивление генератора:

=

Относительное сопротивление трансформатора:

Относительное сопротивление линии:

,

где Х0 - удельное сопротивление воздушной линии = 0,4 Ом/км.

L - длина линии = 100 км

Uн - напряжение на линии = 110 кВ.

Относительное сопротивление группового реактора:

Заменяя элементы расчётной схемы относительными сопротивлениями, вычисленными для случая трёхфазного КЗ при базисных условиях, составим эквивалентную схему замещения. Эквивалентная схема замещения для расчёта трёхфазного КЗ показана на рис. 7. Расчёт токов КЗ проводится методом наложения. Метод предполагает расчёт тока КЗ от каждого источника до точки КЗ в отдельности. После нахождения токов КЗ от каждого источника, токи складываются и получаем искомый ток КЗ (для точки К1).

Суммарное сопротивление для этой схемы:

Периодический ток от системы равен:

Ударный ток:

Найдём ток КЗ от первого генератора до точки КЗ

Определяем суммарное сопротивление:

= =

Периодический ток равен:

Ударный ток:

Полная периодическая составляющая тока равна

Полный ударный ток:

Выбор аппаратов и токоведущих частей электроустановок

Электрические аппараты распределительных устройств должны надёжно работать как в нормальном режиме, так и при возможных отключениях от него. При проектировании электрических установок все аппараты и токоведущие части выбирают по условиям длительности работы при нормальном режиме и проверяют по условиям работы при коротких замыканиях.

Все аппараты и токоведущие части подвергаются динамическому и теоретическому воздействию токов КЗ. За расчётное принимают трёхфазное КЗ.

Электродинамическая стойкость характеризуются максимально допустимым током аппарата Imax, который должен быть равен или больше расчётного ударного тока трёхфазного КЗ.

Проверка на термическую стойкость сводится к определению наибольшей температуры нагрева их токами КЗ, для чего необходимо знать расчётное время действия тока КЗ и время отключения КЗ tоткл. В эту величину входит время действия релейной защиты t3 и полное время отключения выключателя tоткл.= t3 + tB

Значение t3 и tB приведены в справочниках по выключателям и релейной защите. Чаще всего принимается tB = 0,08 c, как для быстродействующих выключателей и t3 = 0,02 c.

tотк = t3 + tB = 0,08+0,02=0,1 с.

Для проверки на термическую стойкость нужно определить величину ВК теплового импульса короткого замыкания, характеризующего количество тепла, выделяющегося в аппарате проводнике за время отключения.

Проводники и аппараты, выбранные для мощных присоединений по условиям длительного режима и динамической стойкости, имеют значительные запасы по термической стойкости. Поэтому величину теплового импульса Вк можно определить как:

Вк = (tотк + Та);

где Iпо - периодический ток, кА;

Та - постоянная времени, для РУ повышенного напряжения подстанции = 0,05 с.

tотк - время отключения КЗ

Вк =

Выбор высоковольтных выключателей.

В соответствии с ГОСТ 687 - 70 для выбора выключателей необходимо иметь следующие точки КЗ:

1) начальный периодический ток Iпо;

2) ударный ток iуд;

3) расчётный ток I расч.

Расчётный ток отходящей линии приближённо может быть принят:

, А

где n - число отходящих линий;

Smax - берётся из формы подсчёта суточных нагрузок, Smax = МВА

Uн = 110 кВ.

Iрасс =

Апериодический ток:

Выключатели выбираем в табличной форме (табл.8)

Таблица № 8 Условия выбора выключателей

Расчётные величины	Каталожные данные выключателя	Условия выбора
Uуст = 110 кВ	Uуст = 110 кВ	Uуст Uн
Iрасч. = 556 А	Iрасч. = 2000 А	Iрасч I ном
Iпо = 5,51 кА	Iдин = 40 кА	Iно Iдин
iуд = 14,05 кА	Iдин = 102 А	Iуд i дин
In = 5,51 кА	Iоткл = 40 А	Iно Iотк
= 13,24 кА	= 0,3 (Iотк (1+)=16,97)	Iотк (1+)
Вк = 4,55 кА2С	I2терм > tтерм = 7500 кА2с	ВК Т2терм терм

По результатам условия выбора включателей принимаем выключатель типа:

ВГУ-110 НПО «Уралэлектротяжмаш»

Выбор разъединителей.

Разъединители выбираем по длительному номинальному току, номинальному напряжению, проверяем на термическую и динамическую устойчивости (табл. 11). Расчётные величины те же, что и для выключателей.

Таблица № 9 Условия выбора разъединителей

Расчётные величины	Каталожные данные разъединителя	Условия выбора
Uуст = 110 кВ	Uн = 110 кВ	Uуст Uн
Iрасч. = 556 А	Iном = 650 А	Iрасч I ном
Iпо = 5,51 кА	iдин = 40 кА	Iпо Iдин
iуд = 14,05 кА	iдин = 40 кА	i уд i дин
BК = 4,55 кA2C	I2терм > tтерм = 7500 кA2C	ВК Т2терм терм

По результатам условия выбора разъединителей принимаем разъединитель типа РНД - 110/650 Т1

Выбор кабеля и сечения отходящих воздушных линий.

Силовые кабели выбирают по условиям нормального режима и проверяют на термическую

устойчивость токам КЗ. Обычно применяют трёхжильные бронированные алюминиевые кабели.

Сечение отходящих воздушных линий выбираем по экономической плотности тока j эк.

, мм2

где - экономическая плотность тока, А/ мм2, значение которого приведено в таблице 17 [1], принимаем равной 1,4, как для сибирского района.

максимальный ток линии, А, IMAX = IРАСЧ = 556 A

Округляем до наибольшего стандартного сечения.

400 мм2

Наименьшее сечение жилы кабеля, допускаемое по условиям термической устойчивости, находят из выражения:

= 76,7 мм2

где = 88 - коэффициент алюминиевых проводников.

Так как сечение кабеля, выбранное по нормальному режиму, больше Smin, то кабель термически устойчив. После этого выбираем сталеалюминевый проводсо следующими характеристиками:

Таблица № 11

Номинальное сечение, мм2	Сечение, мм2	Диаметр, мм	Сопрот. пост. току при 20 0С, Ом/км
	Аl	сталь	провода	стальной сердечник
400/51	394	51,1	27,5	9,2	0,087

Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Выбор трансформатора тока.

Режим работы генераторов ТЭЦ, а так же режим нагрузки оборудования распределительных устройств контролируется с помощью измерительных приборов датчиков сигнализации, срабатывающих при отклонении параметров контролируемых величин от заданных значений и действующих на соответствующую сигнализацию.

Для питания измерительных приборов устанавливают трансформаторы тока ТТ и трансформаторы напряжения ТН.

ТТ для питания измерительных приборов выбирают по номинальному первичному и вторичному токам, по классу точности и проверяют на термическую и динамическую устойчивость.

Таблица № 12 Условия выбора ТТ

Расчётные величины	Каталожные данные ТТ типа ТВС - 110	Условия выбора
Uуст = 110 кВ	Uн = 110 кВ	UдстUн
Iрасч. = 556 А	Iдл.н = 600 А	Iрасч Iдл.н
S2 = 30 B	S2Н = 30 B	S2 S2H
iуд = 14,05 кА		Iуд * к * I
BК = 4,55 кA2C		BК (K1С * I1Н)2

По результатам условия выбора ТТ принимаем ТТ типа ТВС - 110.

Класс точности ТТ по ПУЭ для присоединения счётчиков выбираем равным 0,5. Работа ТТ в заданном классе точности обеспечивается, если его номинальная нагрузка вторичной цепи S2H больше или равна расчётной S2 :

где Zприб. - сумма сопротивлений последовательно включенных обмоток приборов;

Rпров. - сопротивление соединённых проводов;

Rконт. - - сопротивление контактов, если имеется более трёх приборов

Таблица № 13

Наименование прибора	Пик прибора	Нагрузка трансформатора тока,
		фаза А	фаза В	фаза С
Амперметр	Э - 335	-	0,5	-
Ваттметр	Д - 335	0,5	-	0,5
Счётчик активной энергии	САЗ И - 680	2,5	-	2,5
Счётчик реактивной энергии	И - 673 М	2,5	-	2,5
Итого:		5,5	0,5	5,5

Расчётная мощность S2 ТТ равна 5,5 ВА, т.к. ТТ присоединяется на одну фазу.

Находим Zприб.:

Зная вторичное сопротивление ТТ, RВТОР. = 1,2 Ом , находим сопротивление соединительных проводов:

и определяем их минимальное сечение:

S =

где lРАСЧ.- расчётная длина проводов ( для цепи РУ 110 кВ длина проводов = 75100м, принимаем lРАСЧ = 0,1 км )

= 29 - удельное сопротивление алюминия,

Соединительные провода для ТТ принимаются с номинальным сечением SПРОВ. = 4 мм2.

Таблица №14 Выбор трансформатора напряжения

Расчётные величины	Каталожные данные ТН типа НКФ - 110 - 57	Условия выбора
Uуст = 110 кВ	Uн = 110 кВ	Uуст Uн
S2 = 23,4 B	S2Н = 30B	S2 S2H

Для подсчёта S2 при выборе ТН рекомендуется форма записи, приведённая в табл. №15

Таблица №15 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Наименов. прибора	Тип прибора	Число приборов	Мощность одной катушки B	Число катушек	Cos	Sin	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, ВА
Вольтметр	Э- 335	1	2	1	1	0	2	0
Счётчик активной энергии	И-680	1	2	2	1	0,925	4	9,7
Счётчик реактивной энергии	И - 673	1	2	2	1	0,925	4	9,7
Ваттметр	Д-335	1	1,5	2	1	0	3	0
Итого:							13	19,4

=

Номинальная мощность S2H TH равна 30 ВА, что приемлемо для питания приборов, следовательно, ТН выбираем типа НКФ - 110 - 57.

Сечение проводов к ТН типа НКФ - 110 - 57 принимаем, по алюминию, равное 2,5 мм2.

3. Пример конструкции РУ

Рис. 5 ОРУ 110кВ

(ОРУ 110кВ с двумя системами сборных шин и с обходной системой, разрезы.)

В настоящее время связь тепловых станций типа ТЭЦ средней и большой мощности с системой чаще всего осуществляется через открытое распределительное устройство 110 - 220 кВ. Наиболее распространённой схемой этих ОРУ является схема с двумя системами сборных шин и обходной системой шин.

В открытых распределительных устройствах две рабочие системы шин примыкают друг к другу, обходная система шин отнесена за линейные порталы. Для выключателей принята однорядная установка, что позволяет примерно на 20% уменьшить ширину ОРУ по сравнению с двух рядным расположением. Соединение между выключателем и трансформатором выполнено жёсткими шинами.

4. Расчёт защитного заземления

Защитные заземления являются составной частью большинства установок электроустановок и служат для обеспечения необходимого уровня электробезопасности в зоне обслуживания электроустановки и за её пределами, для отвода в землю импульсных токов с молниеотводов и разрядников, для стабилизации напряжения фаз электрических сетей относительно земли.

Для заземления электроустановок различных назначений и различных напряжений на станциях и подстанциях, как правило, применяется одно общее заменяющее устройство. Сопротивление заземляющего устройства, используемого для различных назначений и различных напряжений, должно удовлетворять требованиям к заземлению того оборудования, для которого необходимо наименьшее сопротивление заземляющего устройства. Исходя из этого, можно утверждать, что для заземления электрической станции сопротивление контура не должно превышать 0,5 Ом, т.к. на электростанции есть несколько РУ с различными сопротивлениями, но определяющим будет заземление РУ выше 1000 В с большим током замыкания на землю (РУ 110 - 220 кВ для связи с системой). Сопротивление этих РУ в любое время года должно быть не более 0,5 Ом.



Рис. 6 Компоновка и размеры типовых ОРУ 110 кВ

Расчёт заземления производится в такой последовательности:

Определяется удельное сопротивление грунта:

грунт - суглинок : = 40-150 Ом м ; принимаем = 50 Ом м;

Определяем сопротивление естественных заземлителей:

а) сопротивление трос - опоры , Re1, принимаем равным 3 Ом м;

б) сопротивление оболочек кабелей, Re2, принимаем равным 3 Ом м;

в) сопротивление неизолированного металлического трубопровода, Re3, принимаем равным 4 Ом м;

Отсюда следует:

Так как мы имеем на ОРУ шесть ячеек длиной 9 метров, то длину контура заземления получим:

где 1,8м - расстояние от ячейки до забора.

Ширина ячейки равна 40 метров, добавим к ней расстояние до забора м, получим ширину контура равный 43,6метра.

Определим общую длину горизонтальных заземлителей:

Найдём сопротивление горизонтальных заземлителей:

0,32 Ом м

где: l2 - длина горизонтальных заземлителей, 825 м;

- расчётное удельное сопротивление, = 50 Ом м.

в - ширина полосы, 0,04м,

t - глубина заложения заземлителя, 0,7м,

Найдём сопротивление горизонтальной полосы с учётом коэффициента использования:

где ГОР - коэффициент использования, выбирается по числу вертикальных заземлителей (КВ = 4), тогда ГОР = 0,7 .

По условию: RГОР RИСК, ( 0,460,47); дальнейшего расчёта производить не надо, т.к сопротивления горизонтальных заземлителей хватает для обеспечения безопасности , дальнейший расчёт вертикальных заземлителей не производится.

Заключение

Входе выполнения курсового проекта было детально разработано открытое распределительное устройство связи с системой UH = 110кВ. Рассмотрены два варианта схем, из которых по технико-экономическим показателям был выбран вариант с двумя трансформаторами с расщеплённой низкой обмоткой. Рассчитана точка КЗ , выбраны аппараты и токоведущие части электроустановок. Произведён расчёт заземляющего устройства подстанции.

трансформатор генератор замыкание

Литература

1. Электрическая часть станций и подстанций. Проектирование электрической части ТЭЦ - Емцев А.Н. - Братск: Бр ГТУ, 2000г.

2. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования под редакцией Неклепаева Б.Н. - М.: Энергия, 1978г.

3. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. - Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергия, 1980г.

4. Электрическая часть станций и подстанций. Проектирование распределительных устройств ТЭЦ - Емцев А.Н.- Братск: Бр ГТУ - 2001г.

Размещено на Allbest.ru

...