Электрическая часть ТЭЦ

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Физика
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    78,08 Кб
  • Опубликовано:
    2013-05-10
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Электрическая часть ТЭЦ

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЬЕДИНЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ "БЕЛЭНЕРГО" УЧРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ "МИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ"  

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине " Электрическое оборудование электрических станций и подстанций"

Тема: Электрическая часть ТЭЦ

Разработал учащийся группы: А2-09

Руководитель: Питаленко А.И.








Содержание

 

1. Введение

2. Выбор генераторов

3. Выбор двух вариантов схем на проектируемой электростанции

4. Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции

5. Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции

6. Выбор и обоснование упрощенных схем распределительных устройств разных напряжений

7. Выбор трансформаторов собственных нужд

8. Расчет токов короткого замыкания

9. Выбор аппаратов

9.1 Выбор выключателей и разъединителей в цепи блока с генератором 200 МВт, работающего на шины 110 кВ.

9.2 Выбор выключателей и разъединителей в цепи генератора типа ТВВ-200-2.

10. Выбор токоведущих частей

10.1 Выбор сборных шин 110кВ

10.2 Выбор комплектного токопровода

11. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов

12. Описание конструкции распределительного устройства

13. Список используемой литературы

1. Введение

В настоящее время в эксплуатации находится значительная часть так называемых "упрощенных" ПС на переменном оперативном токе с напряжением на низкой стороне 6-10 кВ, построенных ранее и эксплуатируемых на протяжении 20-30 лет и более. Установленные на таких ПС масляные выключатели не только устарели, но и выработали свой нормальный ресурс, а часть их просто пришла в негодность. Т.о. очевидно, что указанные выключатели требуют массовой замены.

10 октября 2006 г. на заседании Президиума Совета Министров Республики Беларусь рассмотрен вопрос хода подготовки народного хозяйства и населения к работе в зимних условиях.

В конце июня текущего года вышли распорядительные документы правительства, Минэнерго и концерна "Белэнерго" по организации этой работы на предприятиях, в организациях и филиалах энергетической отрасли. На Президиуме Совмина РБ энергетики доложили членам правительства, что основная работа по подготовке к осенне-зимнему периоду завершена;

отремонтировано более 80% тепломеханического и 85% электротехнического оборудования согласно годовому графику ремонтов;

заменено, реконструировано и построено 85% запланированного объема тепловых сетей, а до конца года объем обновления теплосетей составит 191 км;

перевыполнено задание правительства по закладке в резерв топочного мазута;

созданы необходимые запасы местных видов топлива на Осиповичской мини-ТЭЦ и Бобруйской ТЭЦ-1;

подготовлены к возможным чрезвычайным ситуациям дизельные электростанции энергосистемы, завершается восстановление поврежденных кабельных линий;

токопровод распределительный генератор трансформатор

разработаны сценарии возможных вынужденных режимов работы энергосистемы в условиях низких температур наружного воздуха и ограничений поставок топлива.

Отмечены недостаточные темпы замены тепловых сетей по РУП "Минскэнерго" и "Гомельэнерго".

Подразделениями Госэнергонадзора отмечено, что на объектах потребителей 1-й категории установлено около 94% ДЭС от требуемого количества и 97,2% АВР электроснабжения, а также выдано чуть больше 60% паспортов готовности. Несколько ниже эти показатели по Гродненской и Гомельской областям.

Исходные данные:

х200 МВт Cos=0,85

Топливо: газ, мазут.

110-2ВЛ

-20КЛ Pmax=2 Pmin=1,8 cos=0,8 Tmax=60001=5000МВ*А

Sc2=3000МВ*А

Хс1=0,4

Хс2=0,3

2. Выбор генераторов


Согласно заданию для ТЭЦ-540 МВт принимаем генераторы 3х200 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

X²d, отн. ед.

Система возбуждения

Охлаждение обмоток



S, МВ×А

cos j

I, статора, кА

U, статора, кВ

КПД, %



статора

ротора

ТВВ2002

3000

235

0,85

8,625

15,75

98,6

0, 191

ВЧ

НВ

НВР


ТВВ - генератор с охлаждением обмотки статора водой, с непосредственным охлаждением обмотки ротора и активной стали водородом, с возбуждением от машинного высокочастотного возбудителя с полупроводниковыми выпрямителями.

3. Выбор двух вариантов схем на проектируемой электростанции


Рис.3.1 - Схема выдачи мощности. Вариант 1.

Рис.3.2 - Схема выдачи мощности. Вариант 2.

4. Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции


Расход на собственные нужды принимаем равным 10 % от установленной мощности коэффициент спроса Кс=1 по табл.5.2 [1]. Мощность блочных трансформаторов выбираем по формуле:

Sбл ³ Sг-Sc, где

Sг - номинальная мощность генераторов, МВ×А

Sc - нагрузка на собственные нужды, МВ×А

;

;

;

Выбираем блочные трансформаторы Т1 и Т2: ТДЦ-200000/110кВ.


Выбираем блочный трансформатор Т3: ТДЦ-250000/110кВ.

Номинальные параметры трансформаторов заносим в таблицу 4.1.

Мощность трансформаторов Т4 и Т5 с расщепленной обмоткой для варианта1 выбираем по формуле:

;


Выбираем трансформаторы с расщепленной обмоткой Т4 и Т5 для варианта 1: ТРДНС-40000/20кВ. Номинальные параметры трансформаторов заносим в таблицу 4.1.

Мощность трансформаторов Т4, Т5 и Т6 для варианта 2 выбираем по формуле:

;

;

Выбираем трансформаторы с расщепленной обмоткой Т4, Т5 и Т6 для варианта 1: ТРДНС-40000/20кВ. Номинальные параметры трансформаторов заносим в таблицу 4.1.

Выбираем трансформаторы Т1, Т2, Т3 для варианта 2: ТДЦ-200000/110.

Номинальные параметры трансформаторов заносим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 - Номинальные параметры трансформаторов

Тип трансформатора

Sном, МВ×А

Напряжение обмотки, кВ

Потери, кВт

Uк, %

Ix, %



ВН

НН

Px

Pк



ТДЦ-200000/110

200

121

15,75

170

550

10,5

0,5

ТДЦ-250000/110

250

121

15,75

200

640

10,5

0,5

ТРДНС-40000/20

80

15,75

10,5

36

170

12,7

0,5


5. Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции


Рис. 5.1 Упрощенная электрическая схема Вариант 1.

Рис.5.1 Упрощенная электрическая схема Вариант 2.

Таблица 5.1-Капитальные затраты.

Наименование оборудования

Стоимость Единицы тыс. руб.

1 вариант

2 вариант



Кол-во единиц, шт.

Общая стоимость, тыс. руб.

Кол-во единиц, шт.

Общая стоимость, тыс. руб.

Трансформатор ТДЦ-250000/110

257

1

257

-

-

Трансформатор ТДЦ-200000/110

210

2

420

3

630

Трансформатор ТРДНС-40000/20

101.8

2

203.6

3

305.4

Итого:


880.6


935.4


Технико-экономическое сравнение вариантов осуществляется по минимуму приведенных затрат:

З = рн. × К + И, где

рн - нормативный коэффициент экономической эффективности (рн=0,12);

К - нормативный коэффициент на сооружение электроустановки;

И - годовые эксплуатационные издержки.

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

 где

Pa и Ро - отчисления на амортизацию и обслуживание (равняется 8,5%);

 - потери электроэнергии;

 - стоимость 1кВт×ч потерянной энергии (руб/кВт*ч).

Потери электроэнергии в блочных трансформаторах:

 где

Px - потери мощности холостого хода;

Pк - потери мощности в коротком замыкании;

Smax - расчетная максимальная нагрузка трансформатора;

T - продолжительность работ трансформатора (T=8760ч);

 - продолжительность максимальных потерь,

  

Тmax=6000 (по условию).


При Тmax=6000,

I вариант.

) Капитальные затраты:

К = 257 + 420+203,6 =880,6 тыс. руб

) Потери электроэнергии в трансформаторах.

ТДЦ-200000/110 - Т1 иТ2:


ТДЦ-250000/110 - Т3:


ТРДНС-40000/20 - Т4 и Т5:


) Годовые эксплуатационные издержки:


) Приведенные годовые затраты:

З1=0,12×880,6+218,8=324,52 тыс. руб. /год.

II вариант.

) Капитальные затраты:

К=630+305=935 тыс. руб.

) Потери электроэнергии в трансформаторах. ТДЦ-200000/110:

;


ТРДНС-40000/20:

;


Суммарные потери энергии будут равны:


) Годовые эксплуатационные издержки:


) Приведенные годовые затраты:

.

Рассчитываем процентное соотношение приведенных затрат: , так как затраты для II варианта больше, то выбираем схему I варианта и используем в дальнейших расчетах.

6. Выбор и обоснование упрощенных схем распределительных устройств разных напряжений


В ОРУ 110 кВ применяем схему с 2 рабочими и 1 обходной системами шин. Число присоединений-5. В данной схеме секции расположены параллельно по отношению друг к другу. Для улучшения надежности схемы присоединения должны быть равномерно распределены между секциями. Обе системы шин находятся в работе. Шиносоединительный выключатель включен.

Достоинства схемы:

.        Обходным выключателем можно заменить выключатель любого присоединения.

2.      При КЗ на шинах отключается шиносоединительный выключатель и только половина присоединений.

.        Если повреждения на шинах устойчивы, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин.

Недостатки схемы:

. Разъединители используются для оперативных подключений.

. Необходима установка ШСВ, ОВ и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

. Повреждение ШСВ приводит к отключению всех присоединений, так как равносильно КЗ на обеих системах шин.

В РУ 10 кВ при числе присоединений - 22, применяем схему с двумя системами сборных шин. В данной схеме секционные выключатели разомкнуты в целях ограничения токов КЗ. Выключатели снабжаются устройствами автоматического включения резервного питания, замыкающие выключатель в случае отключения трансформатора, чтобы не нарушить электроснабжение.

7. Выбор трансформаторов собственных нужд


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

Каждая секция присоединяется к рабочему трансформатору с. н. (ТСН). Рабочие трансформаторы с. н. (ТСН) присоединяются отпайкой от блока генератор-трансформатор и от секций КРУ. Мощность этих трансформаторов:

.

Принимаем в качестве рабочих ТСН трансформаторы типа ТРДНС-32000/15. 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 ТРДНС-63000/110.

Номинальные параметры трансформаторов заносим в таблицу 7.1.

Таблица7.1 - Номинальные параметры трансформаторов

Тип трансформатора

Напряжение обмотки, кВ

Потери, кВт

Uк, %

Ix, %


ВН

НН

Px



ТРДНС-32000/15

20

6,3-6,3

36

170

12,7

0,5

ТРДНС-63000/110

230

6,3-6,3

50

170

11,5

0,6



8. Расчет токов короткого замыкания


Составляем электрическую схему замещения.

Рис.8.1 - Электрическая схема замещения

Задавшись базовой мощностью Sб=1000 МВ×А определяем параметры схемы замещения.

Система:

Линии:

 

 

Трансформаторы:

 


Генераторы:


Путем последовательных преобразований упростим схему замещения рис. 8.1:

 


Рис.8.2 - Схема замещения.

Преобразуем схему замещения рис. 8.2 для точки К1:

,


Рис.8.3 - Схема замещения для точки К1.

Начальное значение периодической составляющей тока по ветвям:

 

где Iб - базовый ток, кА;


Значение токов по ветвям.

Система:


Генераторы Г1:


Из табл.3,8 [1] установим значение ударных коэффициентов по ветвям схемы и определим ударные токи.

Система: Ку=1,717; Та=0,03.


Генераторы Г1: Ку=1,97; Та=0,26.


Суммарный ударный ток для точки К1:


Преобразуем схему замещения рис.8.2 для точки К2:

 

Рис.8.4 - Схема замещения для точки К2.

Начальное значение периодической составляющей тока по ветвям:

 

где Iб-базовый ток, кА;


Значение токов по ветвям.

Система 1-2:


Генератор Г1-Г2-Г3:


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

Система 1-2: Ку=1,717; Та=0,03.


Генераторы Г1-Г2-Г3: Ку=1,97; Та=0,26.


Суммарный ударный ток для точки К2:


Таблица 8.1 - Результаты расчетов токов КЗ.

Место повреждения

Мощность ветви, МВ×А

Xрез

Iб, кА

Iпо, кА

Ку

iу, кА

Та, с

Шины 110 кВ, т. К2

Sc=8000

0,984

5.03

5.1

1,717

12.2

0,03


Sг=705

0,44


12.9

1,97

35.8

0.26

Итого в точке К-2:

5.03

18

-

48

-

Выводы генератора

Sc1. c2 =8000

36.7

166.8

1,717

403.8

0,03


Sг1=235

0,81


51.2

1,975

139.4

0,26

Итого в точке К-1:

36.7

218

-

543.06

-



9. Выбор аппаратов


9.1 Выбор выключателей и разъединителей в цепи блока с генератором 200 МВт, работающего на шины 110 кВ.


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


Расчетные токи КЗ принимаем по табл.4.1 с учетом того, что все цепи на стороне 110 кВ проверяются по суммарному току КЗ на шинах.

Выбираем по табл. П4.4 [1] ячейка с электрогазовым выключателем ВГТ-110Б-40/2000 и по табл. П4.1 [1] разъединитель типа РДЗ-110-2000.

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

 

где t - расчетное время, для которого требуется определить токи КЗ.

t=tс, в+0,01=0,025+0,01=0,035с.

Апериодическая составляющая тока КЗ:

по типовым кривым рис. 3.26 [1].

Апериодическая составляющая тока КЗ:


Таблица 9.1 - Расчетные и каталожные данные.

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные



Выключатель ВГТ-110Б-40/2000

Разъединитель РДЗ-110-2000

Uуст £ Uном

Uуст=110 кВ

Uном=110 кВ

Uном=110 кВ

Imax £ Iном

1470 А

2000 А

2000 А

Iпt £ Iотк, ном

15,3 кА

40 кА

-

iаt £ iа, ном

22,04 кА

-


Iпо £ Iдин

18 кА

40 кА

-

iуд £ iдин

48 кА

102 кА

100 кА

Bк £ Iт2×tr

402×2=3200кА2с402×2=3200кА2с





9.2 Выбор выключателей и разъединителей в цепи генератора типа ТВВ-200-2


Наибольший ток в цепи генератора:


Выбираем элегазовый выключатель типа ВГ-20-12500 и разъединитель типа РВПЗ-20-12500.

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


Расчетное время, для которого требуется определить токи КЗ:

t=tс, в + 0,01=0,12 + 0,01=0,13с.


Апериодическая составляющая тока КЗ:


Таблица 9.2 - Расчетные и каталожные данные.

Расчетные данные

Каталожные данные


Выключатель ВГ-20-12500

Разъединитель РВПЗ-20-12500

Uуст=15,75 кВ

Uном=20 кВ

Uном=20 кВ

Imax=10,146 кА

Iном=12500 А

Iном=12500 А

Iпt=40,4 кА

Iотк, ном=100 кА

-

iаt=82,2 кА

-


Iпо=51,2 кА

Iдин=100 кА

-

iу=139,26 кА

iдин=170 кА

iдин=490 кА





10. Выбор токоведущих частей


10.1 Выбор сборных шин 110кВ


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


Принимаем провод марки АС-500/64; qфазы=500 мм2; d=20,6 мм; Iдоп=945А.

Фазы расположены горизонтально расстоянием между фазами D=450 мм.

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

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

Проверка по условию коронирования.

Начальная критическая напряженность:


где

m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0,82);

ro - радиус провода, см.


Напряженность вокруг провода:


где U - линейное напряжение, кВ, так как на шинах электростанции поддерживается напряжение 1,05Uном, то U=115 кВ;

D - расстояние между соседними фазами, D=450 мм.


Условие проверки:

,07Е £ 0,9Ео.

,07Е=1,07×12,7=13,6 кВ/см;

,9Ео=0,9×31,63=28,5 кВ/см;

,6 кВ/см < 28,5 кВ/см.

Таким образом, провод АС-500/64 по условию короны проходит.

Токоведущие части от выводов 110 кВ трансформатора до сборных шин выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока jэ=1,0 А/мм2 (табл.4.5 [1]):

qэ=Iнорм /jэ=926/1=926 мм.

Принимаем провод марки 2xАС-500/64, Iдоп=945×2=1890А.

Проверяем провода по допустимому току:

Imax=926А < Iдоп=1890А.

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

Проверка шин на схлестывание не производится, так как Iпо, к1< 20кА. Проверка по условию коронирования может не производится, так как выше показано что, провод меньшего сечения не коронирует.

10.2 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-20/12500-400У1 на номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток 12500А, электродинамическую стойкость главной цепи 400 кА.

Проверяем токопровод.

По нагреву: Imax £ Iном.

По динамической стойкости: iу £ iдин.

Наибольший ток в цепи генератора:


11. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов


Рис.11.1 - Схема подключения измерительных трансформаторов.

По таблице П4.5 [1] выбираем трансформаторы тока наружной установки на 110 кВ типа ТФ3М-110У1.

Таблица 11.1 - Расчетные и каталожные данные.

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст ≤ Uном

Uуст=110кВ

Uном=110кВ

Imax ≤ Iном

Imax=1470А

Iном=1500А

iуд ≤ iдин

iуд=48кА

iдин=158кА

Bк ≤ Iт2∙tт

Bк=17,82кА2∙с

Iт2∙tт=52,2∙3=8112кА2∙с

z2p ≤ z2ном

z2p=1,2Ом

z2ном=1,2Ом


ТФ3М-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 три магнитопровода для релейной защиты класса 10Р. Для проверки ТА по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения рис. 11.2 и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора.

Рис.11.2 - Схема включения контрольно-измерительных приборов.

Таблица 11.2 - Вторичная нагрузка трансформатора тока.

Прибор

Тип

Нагрузка, В∙А, фазы



A

B

C

Амперметр

Э-335

0,5

0,5

0,5

Ваттметр

Д-335

0,5

-

0,5

Варметр

Д-335

0,5

-

0,5

Счетчики:


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.11.2 и табл.11.2 видно, что наиболее загруженные трансформаторы тока фаз А и С. Общее сопротивление приборов:

rприб=Sприб/I22,

 

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

rприб=6,5/52=0,26 Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

rпр=z2ном-rприб-rк,

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

rпр=1,2-0,26-0,1=0,84 Ом.

Для цепей РУ 110 кВ применяется кабель с медными жилами, ориентировочная длина l=120м, трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому l=lрасч, тогда сечение соединительных проводов:

,

где lрасч - расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, м; ρ - удельное сопротивление материала провода, для медных проводов ρ=0,0175Ом∙мм2/м.


Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 мм2.


Выбираем трансформаторы тока, встроенные в трансформаторы связи на стороне ВН типа ТВТ 110-I-2000/5.

Таблица 11.3 - Расчетные и каталожные данные.

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст=110кВ

Uном=110кВ

Imax=1470А

Iном1=2000А

iу=48 кА

Не проверяются

Bк=17,82кА2с

z2p=1,25Ом

z2ном=30Ом


Таблица 11.4 - Вторичная нагрузка трансформатора тока.

Прибор

Тип

Нагрузка, В∙А, фазы



A

B

C

Амперметр:

Э-335

0,5

0,5

0,5

Итого:

0,5

0,5

0,5


Рис.11.4-Схема включения контрольно-измерительных приборов.

Из рис.11.3 и табл.11.4 видно, что все фазы загружены равномерно.

Общее сопротивление приборов:

rприб=0,5/12=0,5 Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

rпр=30-0,5-0,05=29,45 Ом.

Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому l=lрасч, тогда сечение соединительных проводов:


Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 мм2.


Выбираем трансформаторы тока, установленные в цепи генератора Т3В-300 типа ТШВ 24-20000/5.

Таблица 11.5 - Расчетные и каталожные данные.

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст=15,75кВ

Uном=24кВ

Imax=8,6кA

Iном1=20000А

iу=139,26кА

Не проверяются

Bк=1022кА2∙с

Iт2∙tт=1602∙3=76800кА2∙с

Z2p=0,95Ом

z2ном=1,2Ом


Таблица 11.6 - Вторичная нагрузка трансформатора тока.

Прибор

Тип

Нагрузка, В∙А, фазы



A

B

C

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

Е-829

1,0

-

1,0

Реактивной мощности

Е-830

1,0

-

1,0

Итого:


16

10,5

16


Общее сопротивление приборов: rприб=16/52=0,64Ом. опустимое сопротивление проводов: rпр=1,2-0,64-0,1=0,46Ом. Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому l=lрасч, тогда сечение соединительных проводов:


Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 мм2. Выбираем трансформатор напряжения на сборных шинах 110 кВ электростанции.

Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по табл.4.11 [1]. Выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-110-58У1, Uном=110/√3 кВ, S2ном=400 В∙А в классе точности 0,5. Подсчет вторичной нагрузки приведен в табл.12.7.

Таблица 11.7 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения.

Прибор

Тип

Мощность 1-ой обмотки

Число обмоток

cosφ

sinφ

Число приборов

Общая








P, Вт

Q, вар

Сборные шины

Вольтметр

Э-335

2

1

1

0

3

6


Частотомер рег.

7

1

1

0

1

7


Вольтметр рег.

Н-394

10

1

1

0

1

10


Ваттметр рег.

Н-395

10

2

1

0

1

20


Частотомер

Э-362

1

1

1

0

2

2


Синхроскоп

Н-397

10

-

1

0

1

10


Итого:







55

-


.

Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5. Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель типа КВВГнг сечением 2,52мм по условию механической прочности.

Выбираем трансформаторы напряжения установленные в цепи генератора ТВВ-200-2 типа 3НОЛ.06-20УЗ, Uном=20/√3кВ, S2ном=75В∙А в классе точности 0,5.

Таблица 11.8 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения.

Прибор

Тип

Мощ-ность 1-ой обмотки

Число обмоток

cosφ

sinφ

Число приборов

Общая








P, 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

Е-829

10

-

1

0

1

10


реактивной мощности

E-830

10

-

1

0

1

10


Счетчик активной энергии

И-680

2

2

0,38

0,925

1

4

9,7

Ваттметр рег.

Р-395

10

2

1

0

1

20


Частотомер

Э-362

1

1

1

0

2

2


Итого:







57

9,7



Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5. Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель типа КВВГнг сечением 2,52мм по условию механической прочности.

12. Описание конструкции распределительного устройства


Распределительное устройство, расположенное на открытом воздухе, называется открытым распределительным устройством. Как правило, РУ напряжением 35 кВ и выше сооружаются открытыми.

Открытые РУ должны обеспечивать надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.

Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ должно выбираться в соответствии с требованиями ПУЭ [1.12].

Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Шины могут быть гибкими из многопроволочных проводов или из жестких труб. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах, а жесткие - с помощью опорных изоляторов на железобетонных или металлических стойках.

Применение жесткой ошиновки позволяет отказаться от порталов и уменьшить площадь ОРУ.

Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладывают в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках, подвешенных к конструкциям ОРУ.

Открытое ОРУ должно быть ограждено.

Открытые РУ имеют следующие преимущества перед закрытыми:

меньше объем строительных работ, так как необходимы лишь подготовка площадки, устройство дорог, сооружение фундаментов и установка опор, в связи с этим уменьшаются время сооружения и стоимость ОРУ;

легче выполняются расширение и реконструкция;

все аппараты доступны для наблюдения.

В то же время открытые РУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье, занимают значительно большую площадь, чем ЗРУ, а аппараты на ОРУ подвержены запылению, загрязнению и колебаниям температуры.

Конструкции ОРУ разнообразны и зависят от схемы электрических соединений, от типов выключателей, разъединителей и их взаимного расположения.

13. Список используемой литературы


1.      Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987 г.

2.      Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР. - 6-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986 г.

.        Крючков И.П., Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. - М.: Энергия, 1978 г.

.        Вишняков Г.К., Гоберман Е.А. Справочник по проектированию подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1982 г.

Похожие работы на - Электрическая часть ТЭЦ

 

Не нашли материал для своей работы?
Поможем написать уникальную работу
Без плагиата!