Проектирование электрической части электростанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Технический институт (филиал)

Федерального государственного автономного образовательного учреждения Высшего профессионального образования

"Северо-Восточный федеральный университет имени М.К. Аммосова"

в г. Нерюнгри

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине: «Электрические станции и подстанции»

На тему: «Проектирование электрической части электростанции»

Выполнила: студент 3-го курса ЭС-15

Кушнир Е.А.

Поверил: Стар. препод. каф. ЭПиАПП Полынцев И.М.

Нерюнгри 2018г.

Таблица 1 - Задание на выполнение курсового проекта

	Вариант
	5
Количество и мощность генераторов электростанции, МВт	2Ч60 2Ч100
Генераторное напряжение сети, кВ	10,5
Напряжение сети, кВ	110
Мощность, распределяемая на генераторном напряжении, МВт	98
Количество ответвлений, отходящих от шин генераторного напряжения, шт.	14
Полная мощность системы для расчета КЗ, МВ•А	1200
Сопротивление системы, о.е.	1,7

ОГЛАВЛЕНИЕ

1. ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ТЭЦ

1.1 Выбор генераторов

2. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ

2.1 Выбор мощности трансформаторов не блочной части схемы

2.2 Выбор мощности блочных трансформаторов

2.3 Выбор мощности рабочих ТСН не блочной части электростанции

2.4 Выбор мощности рабочих трансформаторов собственных нужд блочной части ТЭЦ

3. ВЫБОР ЦЕЛЕСООБРАЗНОГО СПОСОБА ОГРАНИЧЕНИЯ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

3.1 Выбор секционных реакторов

3.2 Выбор линейных реакторов

4. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ РУ

4.1 Выбор схемы ОРУ 110 кВ

4.2 Выбор схемы ГРУ

4.3 Выбор электрической схемы РУ повышенного напряжения

5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

5.1 Расчетная схема и схема замещения

5.2 Приведение сопротивлений элементов схемы к базисным величинам

5.3 Схемы связи источников с точкой кз

5.4 Расчет апериодической составляющей тока КЗ

5.5 Определение параметров тока КЗ для точки К2

5.6 Расчет апериодической составляющей тока КЗ

6. ВЫБОР КОММУТАЦИОННЫХ АППАРАТОВ

6.1 Выбор выключателей

6.2 Выбор разъединителей

6.3 Выбор жёстких шин

6.4 Выбор гибкого токопровода блока генератор-трансформатор

6.5 Выбор и проверка опорных изоляторов

6.6 Выбор и проверка проходных изоляторов

7. ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

7.1 Выбор трансформаторов тока

7.2 Выбор трансформаторов напряжения

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ТЭЦ

Главная схема электрических соединений электростанции - совокупность основного электрооборудования (генераторов, трансформаторов, линий), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

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

На чертеже главные схемы изображаются в однолинейном исполнении при отключенном положении всех элементов установки. Все элементы схемы и связи между ними выполняются согласно требованиям стандарта единой системы конструкторской документации (ЕСКД).

При проектировании электроустановки до разработки главной схемы составляется структурная схема выдачи электроэнергии, на которой показываются основные функциональные части электроустановки (распределительные устройства, трансформаторы, генераторы) и связи между ними.



Рисунок 1.1 - Структурные схемы ТЭЦ: Рм.н. - мощность местной нагрузки; Рс.н. - мощность нагрузки собственных нужд

1.1 Выбор генераторов

Турбогенераторы выбирают по номинальной мощности и напряжению:

для неблочной части схемы 2 турбогенератора:

ТВФ - 120-2У3 с Рн = 100 МВт, Uн = 10,5 кВ [2].

Для блочной части схемы выбирают (генераторы мощностью более 60 МВт) 2 турбогенератора:

ТВФ-63-2У3 с Рн = 63 МВт, Uн = 10,5 кВ [2].

Таблица 2 - Паспортные данные турбогенераторов

Тип турбогенераторов	Sн, МВ•А	Pн, МВт	Uн, кВ	Cosцн	Iн, кА	x”d, о.е.
ТВС-63-2У3	78,75	63	10,5	0,8	4,33	0,203
ТВФ-110-2ЕУ3	125	100	10,5	0,8	6,875	0,192

2. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ

2.1 Выбор мощности трансформаторов не блочной части схемы

Мощность, передаваемую через трансформаторы, определяют с учетом различных значений cosц генераторов, потребителей собственных нужд и местной нагрузки:

Относительная максимальная нагрузка собственных нужд пылеугольной ТЭЦ не блочной схемы согласно таблице 2.1 [1]:

При cosц = 0,8 получают далее производят расчёт реактивной мощности:

Затем определяют мощность трансформатора:

В аварийном режиме при отключении одного генератора:

По справочнику выбирают 2 трансформатора ТДЦ 63000/110 с ВН 110 кВ, НН - 10,5 кВ [2] и проверяют по коэффициенту перегрузки. При ремонте или выходе из строя одного из трансформаторов второй берёт всю нагрузку на себя но не более 40% от номинальной мощности. По условию загрузки трансформатор должен быть загружен на 70% номинальной мощности.

2.2 Выбор мощности блочных трансформаторов

Относительная максимальная нагрузка собственных нужд пылеугольной ТЭЦ блочной схемы согласно таблицы 2.1 [1]:

Производят расчёт реактивной мощности:

Производят расчёт полной мощности генератора:

Мощность блочных трансформаторов определяется без учета нагрузки на собственные нужды:

По справочнику выбирают два трансформатора ТДЦ-80000/110, с ВН 121 кВ, НН - 10,5 кВ [2]. По условию загрузки получают:

2.3 Выбор мощности рабочих ТСН не блочной части электростанции

где, n - количество секций ЗРУ. Количество секций выбирают по категории надёжности электроснабжения (ТЭЦ относится к 1 категории), n = 3 секции.

По справочнику выбирают трансформатор ТДН - 10000/110 с ВН - 115 кВ, НН - 11 кВ [2]. По условиям загрузки и перегрузки получают:

2.4 Выбор мощности рабочих трансформаторов собственных нужд блочной части ТЭЦ

Мощность ТСН определяется по формуле:

По справочнику выбирают трансформатор ТДН- 10000/110 с ВН - 115 кВ, НН - 11 кВ [2].

3. ВЫБОР ЦЕЛЕСООБРАЗНОГО СПОСОБА ОГРАНИЧЕНИЯ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Реакторы выбирают в зависимости от места их установки, по номинальному напряжению, току и индуктивному сопротивлению.

Для установки в ГРУ ТЭЦ применяют реакторы внутренней установки, для питания местных потребителей блочных ТЭЦ и на подстанциях - реакторы наружной установки, если они удовлетворяют условиям проверки.

3.1 Выбор секционных реакторов

При выборе секционного реактора LRK соблюдается следующая последовательность выбора:

Определяют число секций ГРУ;

В соответствии с числом секций ГРУ выбирают схему включения секционных реакторов;

Номинальное напряжение реактора должно соответствовать номинальному напряжению установки, кВ:

(10,5 ? 10,5) кВ

Номинальный ток реактора (или ветви сдвоенного реактора) не должен быть меньше максимального длительного тока нагрузки цепи, в которую он включен, А:

где: - номинальный ток генератора, А;

- номинальная мощность генератора, кВ•А;

- номинальное напряжение генератора, кВ.

С точки зрения ограничения токов КЗ и поддержания более высокого уровня остаточного напряжения индуктивное сопротивление реактора должно быть наибольшим. Но в нагрузочном режиме это может привести к увеличению потерь напряжения и мощности в самом реакторе. При установке секционного реактора на ГРУ ТЭЦ, его сопротивление берут равным наибольшему значению из возможных, указанных в каталоге для намеченного типа реактора;

Определяют потери напряжения в реакторе при наибольшем перетоке мощностей между секциями:

где: - номинальное индуктивное сопротивление реактора, Ом;

- ток через реактор, соответствующий режиму наибольшего перетока мощности между секциями, А.

Эти потери не должны превышать 5 - 6 % Uном.

Следовательно, секционный реактор (внутренней установки) выбирается по максимальным по току, в справочнике [2]:

РБДГ 10-4000-0,18У3:

Реактор бетонный с горизонтальной установкой фаз. Номинальное напряжение Uном = 10 кВ, длительно допустимый ток при естественном охлаждении Iн = 4000 А, номинальное индуктивное сопротивление XномLR = 0,18 Ом.

3.2 Выбор линейных реакторов

Номинальное напряжение реактора должно соответствовать номинальному напряжению установки, кВ:

Номинальный ток реактора (или ветви сдвоенного реактора) не должен быть меньше максимального длительного тока нагрузки цепи, в которую он включен. Для линейных реакторов, групповых реакторов на ТЭЦ, реакторов, установленных на ПС, LR, ток, А:

где - максимальная мощность нагрузки, подключенной через реактор.

Мощность одного ответвления:

Определяют потери напряжения в реакторе при наибольшем токе ветви, А:

где: - номинальное индуктивное сопротивление реактора, Ом;

- ток через реактор, соответствующий режиму наибольшего тока ветви, А.

Выбирают линейные реакторы типа РБСД 10-2Ч1000-0,56 У3.

4. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ РУ

4.1 Выбор схемы ОРУ 110 кВ

Схемы РУ повышенного напряжения входят в состав электрических схем ГЭС, КЭС, ТЭЦ, АЭС и районных подстанций. К ним подключаются потребители, потребительские линии, линии системообразующей сети и межсистемных связей, трансформаторы генераторных блоков и резервные трансформаторы собственных нужд, т.е., в основном, все присоединения являются ответственными и большой мощности.

Схемы РУ повышенного напряжения составляют с учетом следующих требований:

Ремонт выключателей 110 кВ и выше производить без отключения присоединений;

Воздушную линию отключать от РУ не более, чем двумя выключателями;

Трансформаторы блоков отключать не более, чем тремя выключателями;

Отказы выключателей РУ в нормальном и ремонтном режимах не должны приводить к одновременной потере двух транзитных параллельных линий, если при этом нарушается устойчивость параллельной работы энергосистемы;

При отказе выключателей в нормальном режиме РУ не должно отключаться более одного блока, а в ремонтном - не более двух блоков, при этом не должны возникать перегрузки линий и нарушения устойчивости.

4.2 Выбор схемы ГРУ

К РУ 6 - 10 кВ ТЭЦ подключается несколько присоединений (генераторы и трансформаторы связи) и много линий, отходящих к местным потребителям.

Необходимо, чтобы схемы РУ 6 - 10 кВ удовлетворяли следующим требованиям:

Погашение секции сборных шин и отказ выключателя не должны приводить к перерыву электроснабжения ответственных потребителей;

Расширение РУ с увеличением местных нагрузок не должно приводить к изменению схемы и выполнению значительных строительных и монтажных работ.

Для указанных условий и требований наиболее рациональны схемы с одной или двумя системами сборных шин с одним выключателем на присоединение. Секционирование сборных шин позволяет удовлетворить требование надежности схемы. При необходимости дальнейшего расширения новые линии присоединяют к существующим секциям или сооружают новые секции. Обходная система шин с обходным выключателем для ремонта выключателей в РУ 6 - 10 кВ не применяется.

Рисунок 4.1 - электрическая схема РУ

4.3 Выбор электрической схемы РУ повышенного напряжения

Схемы РУ повышенного напряжения (35 кВ и выше) входят в состав электрических схем ГЭС, КЭС, ТЭЦ, АЭС и районных подстанций. К ним подключаются потребители потребительские линии, линии системообразующей сети и межсистемных связей, трансформаторы генераторных блоков и резервные трансформаторы собственных нужд, т.е., в основном, все присоединения являются ответственными и большой мощности.

Схемы РУ повышенного напряжения составляют с учетом следующих требований:

1 Ремонт выключателей 110 кВ и выше производить без отключения присоединений;

2 Воздушную линию отключать от РУ не более, чем двумя выключателями;

Трансформаторы блоков отключать не более, чем тремя выключателями;

Отказы выключателей РУ в нормальном и ремонтном режимах не должны приводить к одновременной потере двух транзитных параллельных линий, если при этом нарушается устойчивость параллельной работы энергосистемы;

При отказе выключателей в нормальном режиме РУ не должно отключаться более одного блока, а в ремонтном - не более двух блоков, при этом не должны возникать перегрузки линий и нарушения устойчивости.



Рисунок 4.2 - электрическая схема РУ повышенного напряжения

Достоинства схемы:

? гибкость схемы, возможность отключения для ремонта любого элемента без отключения других присоединений,

? достаточно высокая надежность схемы.

Недостатки схемы:

? большое количество разъединителей, изоляторов, токоведущих материалов;

? использование разъединителей в качестве оперативных аппаратов;

? большое количество операций с разъединителями и сложная блокировка между выключателями и разъединителями допускает возможность ошибочного отключения тока нагрузки разъединителями;

? вероятность аварий из-за ошибок обслуживающего персонала больше, чем в схемах с одной системой шин.

5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

5.1 Расчетная схема и схема замещения

Под расчетной схемой понимают упрощенную однолинейную схему с указанием всех элементов и параметров, которые повлияют на ток КЗ.

В соответствии с расчетной схемой составляется эквивалентная электрическая схема замещения прямой последовательности.

Схемой замещения называют электрическую схему, соответствующую по исходным данным расчетной схеме, но в которой все магнитные (трансформаторные) связи заменены электрическими.

Рисунок 5.1 - Расчётная схема а) - неблочной части ТЭЦ, б) - блочной части ТЭЦ

5.2 Приведение сопротивлений элементов схемы к базисным величинам

В каталогах и паспортах оборудования всегда приводятся номинальные параметры машин и аппаратов, определенных по отношению к их номинальной мощности и напряжению. В большинстве случаев расчетная схема содержит несколько ступеней напряжения, поэтому, чтобы вести расчеты с помощью эквивалентной схемы замещения, все сопротивления схемы приводят к одним и тем же базовым условиям. Существует два метода расчета сопротивлений схемы замещения: в относительных единицах или в именованных.

Для расчета сопротивлений в относительных единицах необходимо задаться базовыми условиями:

Базовой мощностью - ;

Базовым напряжением - .

За базовую мощность принимают любую величину. Чтобы порядок относительных величин сопротивлений при расчете был удобен, чаще всего принимают . За базовое напряжение удобно принять среднее напряжение ступени , где рассчитывают КЗ.

Таким образом, для каждой точки КЗ будут свои значения напряжения и тока.

Для определения сопротивлений всех элементов схемы замещения применяем следующие формулы:

Для синхронных генераторов и синхронных компенсаторов:

где, - номинальная мощность генератора, МВ•А.

о.е

о.е

Для реакторов:

о.е

о.е

Для двухобмоточных трансформаторов:

,

где - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

- номинальная полная мощность трансформатора, МВ•А.

Для двухобмоточных трансформаторов неблочной схемы ТЭЦ:

о.е

Для двухобмоточных трансформаторов блочной схемы ТЭЦ:

о.е

Для системы:

Сопротивление системы задается суммарной мощностью системы и приведенным к ней результирующим сопротивлением до точки, к которой присоединяется проектируемая установка:

где:

о.е

После того, как все сопротивления определены, схема замещения преобразуется к простейшему виду.

Если исходная схема симметрична относительно некоторой точки, то при определении эквивалентного сопротивления этого участка соединяют точки, имеющие одинаковый потенциал, и исключают из схемы те элементы, которые при КЗ оказываются обесточенными. Если имеется несколько однотипных генераторов, одинаково расположенных относительно места КЗ, то их объединяют в один эквивалентный источник.

В результате преобразований схема приводится к одному из видов, удобных для расчета токов КЗ с учетом индивидуальных изменений токов в отдельных лучах.

Преобразование идет от источников питания к месту короткого замыкания так, чтобы между источником и точкой КЗ осталось одно сопротивление. При этом используются все известные способы преобразования (последовательное и параллельное сложение элементов схемы, преобразование треугольника сопротивлений в звезду и наоборот и т.д.).

5.3 Схемы связи источников с точкой кз

1. Производят расчет относительно точки короткого замыкания К1:

Рисунок 5.2 - а) схема замещения; б), в) преобразование схемы замещения

Определение начального значения периодической составляющей тока КЗ. Так как точка КЗ расположена на шинах РУ, то необходимо учитывать токи двух ветвей: ветви с результирующими ЭДС генераторов и ветви с ЭДС энергосистемы.

Ток ветви генераторов G1 - G4:

Ток ветви энергосистемы:

Найдем ударный ток:

где - ударный коэффициент, связанный со сборными шинами, где рассматривается КЗ,

5.4 Расчет апериодической составляющей тока КЗ

В качестве расчетного принимаем случай, когда начальное значение апериодической составляющей тока КЗ равно по абсолютному значению амплитуде периодической составляющей тока в момент КЗ

Ток КЗ в производный момент времени переходного процесса находится по типовым кривым для момента расхождения контактов выключателя ф.

где - время действия релейной защиты, можно принять 0,01с;

- собственное время отключения выключателя, это время 0,035 с.

Номинальный ток генераторов:

Находим по графику типовых кривых для определения периодической составляющей тока КЗ (Рис.5.3) отношение,

K = 0,74

Рисунок 5.3 - Типовые кривые для определения периодической составляющей тока КЗ

Величина асимметричного тока в момент размыкания контактов:

где Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ. Для системы, связанной со сборными шинами, где рассматривается КЗ Та = 0,02

Находим суммарные значения токов:

= 5,6661 + 3,560 = 9,2261 кА

= 1,1413 + 0,5306 = 1,6719 кА

Максимальное значение асимметричного тока:

Определим процент апериодичности тока:

5.5 Определение параметров тока КЗ для точки К2

Рисунок 5.4 - схема замещения, преобразование схемы замещения

= 0,0538 + 0,141 = 0,1948 о.е.

трансформатор проектирование электростанция

Определение начального значения периодической составляющей тока КЗ

Так как точка КЗ расположена на шинах РУ, то необходимо учитывать токи двух ветвей: ветви с результирующими ЭДС генераторов и ветви с ЭДС энергосистемы.

Ток ветви генераторов G1 - G4:

Ток ветви энергосистемы:

Найдем ударный ток:

где - ударный коэффициент, связанный со сборными шинами, где рассматривается КЗ,

5.6 Расчет апериодической составляющей тока КЗ

В качестве расчетного принимаем случай, когда начальное значение апериодической составляющей тока КЗ равно по абсолютному значению амп

Ток КЗ в производный момент времени переходного процесса находится по типовым кривым для момента расхождения контактов выключателя ф.



где - время действия релейной защиты, можно принять 0,01с;

- собственное время отключения выключателя, для выключателей 35кВ, это время 0,035 с.

Номинальный ток генераторов:

Находим по графику типовых кривых для определения периодической составляющей тока КЗ (Рис.5.3) отношение,

К = 0,74

Величина асимметричного тока в момент размыкания контактов:

где Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ. Для системы, связанной со сборными шинами, где рассматривается КЗ Та = 0,02

Находим суммарные значения токов:

Максимальное значение асимметричного тока:

Определим процент апериодичности тока:

6. ВЫБОР КОММУТАЦИОННЫХ АППАРАТОВ

6.1 Выбор выключателей

Проверка выключателей выполняется по следующим условиям:

По напряжению:

По длительному току:

По отключающей способности:

На электродинамическую стойкость:

где, - предельный сквозной ток (ток электродинамической стойкости).

Данные по выбору выключателей занесены в таблицы 3 и 4.

Таблица 3 - Выбор выключателя в ОРУ 110 кВ [3]

Параметры	Выключатель ВВУ-110-31,5/2000 У1
	Паспортные данные	Расчётные величины	Условия выбора проверки
Номинальное напряжение	110 кВ	110 кВ
Номинальный ток	2 кА	1,506 кА
По отключающей способности	31,5 кА	11,307 кА
По электродинамической стойкости	90 кА	27,183 кА

Таблица 4 - Выбор выключателя в ГРУ, блоке генератор-трансформатор 10 кВ

Параметры	Выключатель ВВГ-20-160/20000 У3
	Паспортные данные	Расчётные величины	Условия выбора проверки
Номинальное напряжение	20 кВ	10 кВ
Номинальный ток	20 кА	11,307 кА
По отключающей способности	160 кА	121,112 кА
По электродинамической стойкости	385 кА	кА

6.2 Выбор разъединителей

Проверка разъединителей выполняется по следующим условиям:

По напряжению:

По длительному току:

Данные по выбору выключателей занесены в таблицы 5 и 6.

Таблица 5 - Выбор разъединителей в ОРУ 110 кВ [2]

Параметры	Разъединитель РДЗ-110/1000 УХЛ1
	Паспортные данные	Расчётные величины	Условия выбора проверки
Номинальное напряжение	110 кВ	110 кВ
Номинальный ток	2000 А	1506 А
По электродинамической стойкости	100 кА	27,183 кА

Таблица 6 - Выбор разъединителей в ГРУ, блоке генератор-трансформатор 10 кВ

Параметры	Разъединитель РВПЗ-20/12500 У3
	Паспортные данные	Расчётные величины	Условия выбора проверки
Номинальное напряжение	20 кВ	10,5 Кв
Номинальный ток	12500 А	11,822 кА
По электродинамической стойкости	160 кА	кА

6.3 Выбор жёстких шин

1. По допустимому току:

2,67 кА ? 2,3 кА

где, Iдоп - допустимый ток на шинах выбранного сечения с учётом поправки при расположении шин плашмя или температуре наружного воздуха, отличной от принятой х0ном = 25?С.

Тогда:

где, хдоп - допустимая температура неизолированных проводов и окрашенных шин (хдоп = 70?С);

Iдоп.ном - допустимый ток при температуре наружного воздуха х0ном = 25?С;

х0 - действительная температура наружного воздуха.

2. На термическую стойкость:

695 мм2 ? 295 мм2

где, qmin - минимальное сечение по термической стойкости, мм2;

q - выбранное сечение, мм2;

хк - температура шин при нагреве током КЗ, ?С;

хк.доп - допустимая температура нагрева шин;

Выбирают алюминиевые шины коробчатого сечения, окрашенные:

2(75Ч35Ч5,5) сечением 695 мм2.

Таблица 7 - Жёсткие шины ГРУ и цепи генератор-ГРУ

Параметры	Паспортные данные	Расчётные величины	Условия выбора проверки
По допустимому току	2,67 кА	2,3 кА	2,67 кА ? 2,3 кА
На термическую стойкость	695 мм2	295 мм2	695 мм2 ? 295 мм2

6.4 Выбор гибкого токопровода блока генератор-трансформатор

Выбирают сечение по экономической плотности тока:

Выбирают три несущих провода АС-700/86, считают сечение алюминиевых проводов:

Выбирают количество алюминиевых проводов:

Принимают токопровод 3ЧАС-700/86+10ЧА-600.

Пучок гибких неизолированных проводов имеет большую поверхность охлаждения, поэтому проверка на термическую стойкость не производится.

6.5 Выбор и проверка опорных изоляторов

1. По напряжению:

20 кВ ? 10 кВ;

2. По допустимой нагрузке:

25 кН ? 14,512 кН;

где, Fрасч - сила, действующая на изолятор;

Fдоп - допустимая нагрузка на головку изолятора;

Fразр - разрушающая нагрузка на изгиб.

Выбирают опорные изоляторы типа И25-125

Таблица 8 - Выбор опорных изоляторов

Параметры	Паспортные данные	Расчётные величины	Условия выбора проверки
По напряжению	20 кВ	10 кВ	20 кВ ? 10 кВ
На допустимой нагрузке	25 кН	14,512 кН	25 кН ? 14,512 кН

6.6 Выбор и проверка проходных изоляторов

Проходные изоляторы выбираются по условиям:

1. По напряжению:

10 кВ ? 10 кВ;

2. По номинальному току:

3. По допустимой нагрузке:

где, Fрасч - расчётная нагрузка.

Выбирают проходные изоляторы типа ИП - 10/3150-12,5 УХЛ1 категории Б.

7. ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

7.1 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются по цепи самого мощного присоединения по условиям:

1. по напряжению

2. по току

Выбирают трансформатор тока ТПЛ10-3000/5

Таблица 9 - Выбор трансформаторов тока

Параметры	Каталожные данные ТПЛ10-3000/5 У3	Расчетные данные	Условия выбора проверки
По напряжению	Uн = 12 кВ	Uуст = 10 кВ	12 кВ ? 10 кВ
По току	Iн = 3000 А	Iмакс = 2200 А	3000 А ? 2200 А
По динамической стойкости	Iдин = 128 кА	Iуд = 121 кА	128 кА ? 121 кА
По термической стойкости	4800 МА2?с	724 МА2?с	4800 ? 724 МА2?с
По вторичной нагрузке	R2 = 1,2 Ом	R2ном = 1,2 Ом	1,2 Ом ? 1,2 Ом

7.2 Выбор трансформаторов напряжения

1. По напряжению:

2. По классу точности;

3. По вторичной нагрузке:

Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбранном классе точности, то устанавливают второй трансформатор напряжения и часть приборов присоединяют к нему.

Выбранный трансформатор напряжения НТМИ 10-71У3 мощностью вторичной обмотки 120 В?А для класса точности 0,5 и для присоединения к шинам 110 кВ, трансформатор напряжения НКФ 110-83 ХЛ1 мощностью вторичной обмотки 400 В?А для класса точности 0,5.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте рассчитана электрическая часть тепловой пылеугольной электростанции. В ходе работы была выбрана схема ТЭЦ, силовые трансформаторы, трансформаторы собственных нужд. Произведен выбор целесообразного способа ограничения токов КЗ, электрической схемы РУ. Рассчитаны токи короткого замыкания и выбраны коммутационные аппараты. Получен навык проектирования электрической части электростанции.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Методические указания к выполнению расчётно-графических и курсовых работ. Шарипова А.Р.

2. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. Григорьев Ю.А. - Ташкент: ТашГТУ, 2009 - 44 с.

3. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. Южно-Уральский государственный университет. Энергетический факультет.

4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учебное пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.

5. Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях: учеб. пособие для электроэнерг. спец. / В.В. Ежков; Под. ред. В.А. Строева. - М.: Высш. шк., 1999. - 352 с.: ил.

6. Мельников М.А. Электроснабжение промышленных предприятий: Учеб. пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 2000. - 144 с.

7. http://www.laiz.ru/doc/other/1.htm

8. Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин Электрооборудование станций и подстанций Третье издание, переработанное и дополненное Москва Энергоатомиздат 1987 646 с. с ил.

9. Алиев, И.И. Справочник по электротехнике и электрооборудованию: Учеб. пособие для вузов. - М.: Высш. шк., 2005. - 255 с.: ил.

10. Князевский, Б.А. Электроснабжение промышленных предприятий. - М.: «Высшая школа», 1969. - 512 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru

...