Проектирование теплоэлектроцентрали

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Введение

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) — это вид электростанций, предназначенных для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. В отличие от конденсационных электростанций (КЭС) на ТЭЦ тепло «отработавшего» в турбинах пара используется для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т. е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах с большим потреблением тепла и электроэнергии. В целом на ТЭЦ производится около 25% всей вырабатываемой в стране электроэнергии.

ТЭЦ строятся как правило вблизи центров электрических нагрузок. Часть мощности при этом может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создается генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избыток мощности выдается в энергосистему на повышенном напряжении (как и в КЭС).

Существенной особенностью ТЭЦ является повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью станции, что предопределяет больший относительный расход электроэнергии на собственные нужды, чем на КЭС.

Также размещение ТЭЦ преимущественно вблизи крупных промышленных центров повышает требования к охране окружающей среды. Так, для уменьшения выбросов ТЭЦ целесообразно использовать в первую очередь газообразное или жидкое топливо, а также высококачественные угли.

1. Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений и схемы электроснабжения потребителей собственных нужд

По справочнику Неклепаева определяем тип турбогенераторов:

ТГ ТВФ — 63 — 2УЗ ТГ ТВФ — 110 — 2ЕУЗ

Sполн = 78. 75 МВА Sполн = 137.5 МВА

Sакт. = 63 МВт Sакт. = 110МВт

Uном = 10.5 кВ Uном = 10.5 кВ

Cosц = 0.8 Сosц = 0. 8

Xdґґ= 0. 1361 Xdґґ= 0. 189

Цена 268 тыс. руб. Цена 350 тыс. руб.

В зависимости от количества подключенных турбогенераторов к ОРУ представляю два варианта главной схемы электрических соединений станции.

Выбор числа и мощности трансформаторов.

Расход мощности на собственные нужды для станции на газомазутном топливе равен 5−7%. Принимаем Pсн = 6 МВА.

P=·63=3. 78 МВт

Рассчитаем мощность трансформаторов связи для двух вариантов предложенных схем:

Для схемы № 1:

Sрасч1=(3· (Pг-Pсн)-Pмин)/0. 8=(3·(63−3. 78)-70)/0. 8=134.6 МВА-режим мин. нагр.

Sрасч2=(3· (Pг-Pсн)-Pмакс)/0. 8= (3· (63−3. 78) 1−90)/0. 8=132 МВА-режим макс. нагр.

Sрасч3=(2· (Pг-Pсн)-Pмакс)/0. 8= (2· (63−3. 78) /0. 8=35.6 МВА — аварийный режим

Sном > 0.7 Sрасч.1 = 0. 7·13. 46 = 94. 22 МВА

Для схемы № 2:

Sрасч1=(2· (Pг-Pсн)-Pмин)/0. 8= (2· (63−3. 78)-70)/0. 8=60.6 МВА -режим мин. нагр.

Sрасч2=(2· (Pг-Pсн)-Pмакс)/0. 8= (2· (63−3. 78) 1−90)/0. 8=35.6 МВА-режим макс. нагр

Sрасч3=(1· (Pг-Pсн)-Pмакс)/0. 8= (1· (63−3. 78) /0. 8=38.5 — аварийный режим

Sном > 0.7 Sрасч.1 = 0. 7·60.6 = 42.4 МВА

По справочнику выбираем трансформаторы связи:

ТДЦ-125 000/220

Sном=125 000 кВА

Uвн=242 кВ

Uнн=10.5 кВ

Pхх=120 кВт

Pк=380 кВт

Uк=11%

Iх=0. 55%

Цена 186 тыс. руб.

ТД-80000/220

Sном=80 000 кВА

Uвн=242 кВ

Uнн=10.5 кВ

Pхх=79 кВт

Pк=315 кВт

Uк=11%

Iх=0. 45%

Цена 186 тыс. руб.

Рассчитаем мощность блочных трансформаторов для двух вариантов предложенных схем:

S===74 МВА.

S===129 МВА.

По справочнику выбираем блочные трансформаторы:

ТД-80000/220

Sном=80 000 кВА

Uвн=242 кВ

Uнн=10.5 кВ

Pхх=79 кВт

Pк=315 кВт

Uк=11%

Iх=0. 45%

Цена 186 тыс. руб.

ТРДЦН-160 000/220

Sном=160 000 кВА

Uвн=230 кВ

Uнн=11 кВ

Pхх=155 кВт

Pк=500 кВт

Uк=22%

Iх=0. 6%

Цена 269 тыс. руб.

Расчёт экономической целесообразности вариантов схемы.

Экономическую целесообразность схемы определяют минимальными приведёнными затратами:

З = рнК+И+У

где К — капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.

рн — нормативный коэффициент экономической эффективности, рн=0. 15

И — годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб. /год

У — ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб. /год

Технико-экономическое сравнение

Оборудование

Стоимость единицы, тыс. руб.

Варианты

І

ІІ

число единиц

общая стоимость

число единиц

общая стоимость

Трансформаторы:

ТДЦ-125 000/220

ТД-80 000/220

ТРДСН-160 000/220

Турбогенераторы:

ТВФ63−2УЗ

ТВФ110−2ЕУЗ

Ячейки ОРУ:

220 кВ

186

186

269

268

350

33. 7

2

-

1

3

1

9

372

-

269

804

350

303. 3

-

3

1

3

1

10

-

558

269

804

350

337

Итого:

2098

2313

Годовые эксплуатационные издержки определяют по формуле:

где, а — отчисления на амортизацию и обслуживание, а=9%

в — средняя себестоимость потерь электроэнергии, в=1 коп/кВт·ч

?Wгод — годовые потери энергии в электроустановке, кВт·ч.

Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе:

где Рх, Рк — потери мощности холостого хода и короткого замыкания, кВт

Sном — номинальная мощность трансформатора, МВ·А

Sмакс — расчётная максимальная нагрузка трансформатора, МВ·А

Т — продолжительность работы трансформатора в году

ф — продолжительность максимальных потерь

Т = 8760 ч — для трансформаторов связи

Т = 8760 — Тр=7160 ч. — для блочных трансформаторов

Тр — продолжительность ремонта блока, Тр = 600 ч

ф=4700 — для трансформатора связи;

ф=4000 — для блочного трансформатора.

Рассчитаем потери ДW:

Для варианта 1.

Трансформатор ТДЦ-125 000/220 (Рх=120кВт, Рк=380кВт)

ДW=120·8760+380· (134,6/125)2·4700=31·106кВтч;

Трансформатор ТРДЦН — 160 000/220 (Рх=155, Рк=500кВт)

ДW=155·8160+500· (137,5/160)2·4000=2,7·106кВтч;

Суммарные потери в трансформаторах для варианта 1:

ДW=2·3,1·106+2,7·106 =8,9·106 кВтч.

Для варианта 2.

Трансформатор ТД-80 000/220 (Рх=79 кВт, Рк=315 кВт)

ДW=79·8760+315· (60,6/80)2·4700=1,5·106 кВтч;

Трансформатор ТД-80 000/220 (Рх=79 кВт, Рк=315 кВт)

ДW=79·8160+315· (78,75/80)2·4000=1,87·106 кВтч;

Трансформатор ТРДЦН — 160 000/220 (Рх=155, Рк=500 кВт)

ДW=155·8160+500· (137,5/160)2·4000=2,7·106 кВтч;

Суммарные потери в трансформаторах для варианта 1:

ДW=2·1,54·106+1,87·106 +2,74·106 =7,7·106 кВтч.

Приведённые затраты для варианта 1:

З1нК11нК1+=0,15·2098,3+(9·2098,3)/100+1·10--5·8,9·106=593 руб. /год.

Приведённые затраты для варианта 2:

З2нК22нК2+=0,15·2318+(9·2318)/100+3·10-4·1·10--5·7,7·106=633. руб. /год.

Окончательно выберем наиболее экономичный вариант 1. Разность затрат двух вариантов составляет 6%.

Выбор схем РУ и СН.

На генераторном напряжении ТЭЦ применим схему с двумя системами шин, одна из которых секционирована. Рабочая система шин секционируется, резервная не секционирована. В нормальном режиме станция работает на рабочей системе шин, шиносоединительные выключатели В4 и В5 отключены. Резервная система шин используется для восстановления электроснабжения после к.з. на сборных шинах и для замены любой выводимой в ремонт секции сборных шин. Данная схема обладает хорошей надёжностью и манёвренностью.

РУ СН выполним по схеме с двумя несекционированными системами сборных шин. Каждое присоединение подключено к любой системе шин через развилку разъединителей и один выключатель. Обе системы шин находятся в работе, шиносоединительный выключатель (ШСВ) включён, источники и нагрузка равномерно распределяются между системами шин. Таким образом при к.з. на сборных шинах отключается ШСВ, при этом теряется только половина присоединений. Затем нормальная работа восстанавливается.

РУ ВН выполним схемой с двумя системами шин и обходной. Обходная система шин используется для ревизии и ремонтов выключателей без перерыва питания, что делает схему очень манёвренной и надёжной.

Электроснабжение собственных нужд осуществляется частично от шин генераторного напряжения через реактированные линии и частично от ответвления от генераторного блока. Число секций шин соответствует числу котлов. Каждую секцию присоединяем к отдельному источнику питания.

Для расчёта токов КЗ необходимо принять расчётную схему и рассчитать реактор между секциями сборных шин. Реактор между секциями сборных шин рассчитывают по номинальному току генератора: I = Iг ном * 0,7 = 4,33 * 0,7 = 3,031 кА. Таким образом, выбираем реактор РБДГ 10−4000−0,18 У3 со следующими справочными данными:

Uном=10 кВ;

Iдоп. =3200 А;

xр= 0,18 Ом

2. Расчет токов короткого замыкания для выбора электрооборудования главной схемы и схемы собственных нужд

Примем Sб = 1000 МВ·А.

Для первых трех генераторов сопротивления равны и составляют:

Сопротивление четвертого генератора

Сопротивления трансформаторов связи:

Сопротивления блочного трансформатора:

Сопротивление системы:

По исходным данным ТЭЦ связана с системой 4 линиями напряжением 220 кВ, для которых Ом/км. Следовательно

Сопротивление реактора:

Схема замещения:

Расчёт токов короткого замыкания в точке К1

X

X||X||X=0,44

X||X=0,87

X||X=0,9

X

X

X||X=0,65

X

E

X||X=0,71

Начальное значение периодической составляющей:

Iпоэ·Iб/Xэ, где

кА.

Iпогэ·Iб/X20=1,1·2,51/0,71=3,89кА

Iпосэ·Iб/X12=1·2,51/0,27=9,3кА

Iпос=Iпог+Iпос=3,89+9,3=13,2кА

Ударный ток короткого замыкания:

iу= v2·kу·Iпо

kу — ударный коэффициент

kу=1+exp (-0. 01/Ta)

По табл. 5 [1]: kу=1,955; Ta=0,14 с

iу=v2·1,955·13,2=36,6 кА

Расчёт токов короткого замыкания в точке К4.

X||X=0,24

E

X

X||X=0,38

E

X

кА.

Iпогэ·Iб/X2=1,08·55/1,73=34,3кА

Iпосэ·Iб/X24=1,05·55/1,28=45,1кА

Iпос=Iпог+Iпос=34,3+45,1=79,4кА

Ударный ток короткого замыкания:

iу= v2·kу·Iпо

kу — ударный коэффициент

kу=1+exp (-0. 01/Ta)

По табл. 5 [1]: kу=1,955;

iуг=v2·1,955·34,3=94,8 кА

iус=v2·1,955·45,1=124,7 кА

iу=219,5 кА

Расчёт токов короткого замыкания в точке К3.

Схема замещения для точки К3

X||X=0,65

X

X||X=0,22

E

X

кА.

Iпогэ·Iб/X4=1,08·55/1,38=43кА

Iпосэ·Iб/X28=1,02·55/0,96=58,4кА

Iпос=Iпог+Iпос=34,3+45,1=101,4кА

Ударный ток короткого замыкания:

iу= v2·kу·Iпо

kу — ударный коэффициент

kу=1+exp (-0. 01/Ta)

По табл. 5 [1]: kу=1,955;

iуг=v2·1,955·43=118,9 кА

iус=v2·1,955·58,4=161,5 кА

iу=280,4 кА

Расчёт токов короткого замыкания в точке К2.

Схема замещения для точки К2

X

X

X

X||X=0,24

E

X

X

X||X=0,37

E

X

кА.

Iпосэ·Iб/X41=1,04·55/0,81=70,6кА

Iпогэ·Iб/X3=1,08·55/1,73=34,3кА

Iпо=Iпог+Iпос=34,3+70,6=104,9кА

Ударный ток короткого замыкания:

iу= v2·kу·Iпо

kу — ударный коэффициент

kу=1+exp (-0. 01/Ta)

По табл. 5 [1]: kу=1,955;

iуг=v2·1,955·34,3=94,83 кА

iус=v2·1,955·70,6=195,2 кА

iу=290 кА

Короткое замыкание на шинах собственных

Выбор реакторов на отходящие кабельные линии.

Ток одной линии:

Ток одной ветви реактора в нормальном режиме:

Ток ветви реактора при отключении одной линии:

Из справочника Неклепаева выбираем реактор РБСГ 10−2×2500−0. 14УЗ.

Уточним значение тока КЗ за реактором:

Проверим выбранный реактор на остаточное напряжение на шинах установки и на потери напряжения в самом реакторе:

Uост > 65 — 70%.

?Uост? 1.5 — 2%.

3. Выбор электрических аппаратов и проводников

Выбор выключателей РУ ГН (К2).

Выбираем выключатель МГУ-20−90/9500 УЗ.

Выполним проверку данного выключателя:

Расчётная величина

Условие выбора

Каталожные данные выключателя

Uуст=6.3 кВ

Iраб. утяж=7. 23 кА

Iпо=49.1 кА

iу=128. 46 кА

Iпф=49.1 кА

в=8. 53

v2Iпф+iаф=75. 36

Вк=9848. 2

?

?

?

?

?

?

?

?

Uном=20 кВ

Iном=9.5 кА

Iдин=105 кА

Imдин=300 кА

Iоткл=90 кА

вном=20

v2Iоткл·(1+вном/100)=152. 74

I2т·tт=32 400

=> выключатели В1 — В7 МГУ-20−90/9500 УЗ.

Выбор выключателя в блоке Г3 — Т3 (К4).

Т.о. В42 выбираем такой же как на РУ ГН, т. е. МГУ-20−90/9500 УЗ.

Выбор линейных выключателей на РУ ГН.

Выбираем выключатель ВМПЭ-10−630−31.5 УЗ.

Выполним проверку данного выключателя:

Расчётная величина

Условие выбора

Каталожные данные выключателя

Uуст=6.3 кВ

Iраб. утяж=0. 382 кА

Iпо=19. 98 кА

iу=54. 53 кА

Iпф=10. 54 кА

в=0. 523

v2Iпф+iаф=43. 16

Вк=487

?

?

?

?

?

?

?

?

Uном=10 кВ

Iном=0. 63 кА

Iдин=31.5 кА

Imдин=80 кА

Iоткл=31.5 кА

вном=15

v2Iоткл·(1+вном/100)=51. 2

I2т·tт=3969

=> выключатели В8 — В27 ВМПЭ-10−630−31.5 УЗ.

Выбор выключателей на РУ СН (К1).

Выбираем выключатель ВМУЭ-35Б-25/1250 УХЛ1.

Выполним проверку данного выключателя:

Расчётная величина

Условие выбора

Каталожные данные выключателя

Uуст=35 кВ

Iраб. утяж=1. 09 кА

Iпо=18. 78 кА

iу=50. 99 кА

Iпф=18. 78 кА

в=59. 34

v2Iпф+iаф=42. 32

Вк=102. 3

?

?

?

?

?

?

?

?

Uном=35 кВ

Iном=1. 25 кА

Iдин=25 кА

Imдин=64 кА

Iоткл=25 кА

вном=24

v2Iоткл·(1+вном/100)=43. 84

I2т·tт=2500

=> выключатели В28 — В34 ВМУЭ-35Б-25/1250 УХЛ1.

Выбор выключателей на РУ ВН (К3).

Выбираем выключатель ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1.

Выполним проверку данного выключателя:

Расчётная величина

Условие выбора

Каталожные данные выключателя

Uуст=110 кВ

Iраб. утяж=0. 49 кА

Iпо=8. 61 кА

iу=23. 38 кА

Iпф=8. 61 кА

в=59. 38

v2Iпф+iаф=19. 41

Вк=21. 9

?

?

?

?

?

?

?

?

Uном=110 кВ

Iном=1 кА

Iдин=20 кА

Imдин=52 кА

Iоткл=20 кА

вном=24

v2Iоткл·(1+вном/100)=35. 07

I2т·tт=1200

=> выключатели В35 — В41 ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1.

Выбор выключателей на СН (К6).

Выбираем выключатель ВМПЭ-10−630−31.5 УЗ.

Выполним проверку данного выключателя:

Расчётная величина

Условие выбора

Каталожные данные выключателя

Uуст=6.3 кВ

Iраб. утяж=0. 58 кА

Iпо=17. 15 кА

iу=40. 73 кА

в=48. 32

v2Iпф+iаф=35. 97

?

?

?

?

?

?

?

?

Uном=10 кВ

Iном=0. 63 кА

Iдин=31.5 кА

Imдин=80 кА

Iоткл=25 кА

вном=15

v2Iоткл·(1+вном/100)=51. 2

I2т·tт=3969

=> выключатели В43 — В49 ВМПЭ-10−630−31.5 УЗ.

Выбор разъединителей.

Разъединители выбираем по длительному номинальному току и номинальному напряжению, проверяем на термическую и электродинамическую стойкость.

Расчётные величины берём те же, что и для выключателей.

Разъединители в РУ ГН и в блоке Г3-Т3.

Выбираем разъединители РВР 20/8000 УЗ.

Расчётное значение

Условие выбора

Каталожные данные разъединителей

Uуст=6.3 кВ

Iраб. утяж=7. 23 кА

iу=128. 46 кА

Вк=879. 95

?

?

?

?

Uном=20 кВ

Iном=8 кА

Imдин=320 кА

I2т·tт=62 500

Линейные разъединители и на СН.

Выключатели и разъединители собственных нужд и на отходящие кабельные линии размещаем в шкафах КРУ внутренней установки: К — ХХVI.

Разъединители в РУ ВН.

Выбираем разъединители РНД-110/630 Т1.

Расчётное значение

Условие выбора

Каталожные данные разъединителей

Uуст=110 кВ

Iраб. утяж=0. 49 кА

iу=23. 38 кА

Вк=21. 9

?

?

?

?

Uном=110 кВ

Iном=0. 63 кА

Imдин=80 кА

I2т·tт=3969

Выбор кабельных линий.

Силовые кабели выбираем по условиям нормального режима и проверяем на термическую стойкость при КЗ.

Iном = 0. 344 кА.

Iраб. утяж. = 0. 382 кА

Примем поправочные коэффициенты на температуру воздуха и почвы К1 и на число кабелей в траншее К2 равными 1. Тогда условие выбора будет:

Iраб. утяж. ? Iдоп

По Iдоп из таблиц определим сечение трёхжильного кабеля Sдоп и сравним его с Sэк и Sмин.

где jэк — экономическая плотность тока, А/мм2. При продолжительности использования максимальной нагрузки Тмакс=3000−5000 ч/год jэк = 2.5 А/мм2 для кабелей с бумажной изоляцией с медными жилами.

где Ан и Ак. доп — величины, характеризующие тепловое состояние проводника в нормальном режиме и в конце короткого замыкания.

С — функция, которая зависит от типа кабеля. Для кабелей до 10 кВ с бумажной изоляцией и жилами из меди С = 140 А·с½/мм2.

Т.о. выбираем трёхжильный кабель с медными жилами, прокладываемый в земле:

Из полученных сечений выбираем наибольшее, а именно S = 185 мм2.

Выбор шин РУ СН (К1).

В РУ 35 кВ и выше сборные шины и присоединения от трансформаторов к шинам выполняются аналогично линиям электропередачи, т. е. многопроволочными гибкими сталеалюминиевыми проводами.

Выбор осуществляем по следующим условиям:

По длительно допустимому току из таблиц стандартных сечений выбираем Sдоп такое, чтобы Iдоп? Iраб. утяж.

=> выбираем провод АС — 700/86.

По экономической плотности тока шины РУ не проверяются.

Iпо(3) = 18. 78 кА < 20 кА, => поверки шин на схлёстывание нет.

Т.к. шины находятся на открытом воздухе, то проверку на термическое действие токов КЗ не производим.

Выполним проверку по короне:

где Ео — критическая напряжённость, при которой возникает корона.

m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода.

rо — радиус провода.

где Е — напряжённость электрического поля около поверхности

нерасщеплённого провода

U — линейное напряжение, кВ

Dср — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см

Dср = 1. 26·D, где D — расстояние между соседними фазами, см.

Условие проверки:

Для проводов от трансформатора до сборных шин выполним проверку по экономической плотности тока:

Гибкие шины РУ ВН (К3).

=> выбираем провод АС — 185/29.

По экономической плотности тока, на схлёстывание шин и на термическое действие токов КЗ аналогично РУ СН проверку не производим

Выполним проверку по короне:

Условие проверки:

Участок от трансформатора до сборных шин:

Будем считать, что расстояние от трансформатора до сборных шин не велико, и поэтому проверку по экономической плотности тока можно не учитывать.

Выбор шин на РУ ГН (К2).

=> выбираем шины коробчатого сечения алюминиевые 200×90×12 мм2.

Проверка на термическую стойкость:

что меньше выбранного сечения 3435 мм2, следовательно шины термически стойки.

Проверка на механическую прочность:

Принимаем, что швеллеры шин соединены жёстко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления Wyo-y0 = 422 см3. Тогда при расположении шин в вершинах треугольника получаем:

Выбор изоляторов:

Выбираем опорные изоляторы 2 х ИО-10−30 УЗ.

Поправка на высоту коробчатых шин:

Условие выбора:

Проверка ошиновки в цепи генератора на термическую стойкость:

Ї меньше, чем на СШ, а значит ошиновка в цепи генератора термически стойка.

Проверка на механическую стойкость:

примем? = 1.5 м, а расстояние между фазами, а = 0.6 м; швеллеры шин соединены жёстко только в местах крепления шин на изоляторах (?п=?).

Тогда получим:

=> шины механически прочны.

Выбор изоляторов:

Выбираем опорные изоляторы ИО-10−30 УЗ.

Условие выбора:

Выбор КЭТ.

Для выводов турбогенераторов ТВФ — 60 — 2 используем пофазно экранированный токопровод ГРТЕ-10−8550−250.

Условия выбора:

Iраб. утяж = 7. 23 кА? Iном = 8. 55 кА

iy = 128. 46 кА? iдин = 250 кА.

Аналогичный токопровод используем и для блока Г3-Т3:

Iраб. утяж = 7. 23 кА iy = 115. 64 кА.

Выбор жёстких шин на СН (К6).

Принимаем расстояние между фазами, а = 0.3 м, а пролёт шин? = 0.9 м, что соответствует ширине выбранного ранее шкафа КРУ серии К — ХХУI.

Выбор изоляторов:

Выбираем опорные изоляторы И4−80 УХЛЗ.

трансформатор проводник электроснабжение ток

4. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Выбор ТТ в цепи генераторов РУ ГН.

Т.к. участок от выводов генератора до стены турбинного отделения выполнен комплектным токопроводом ГРТЕ-10−8550−250, то выбираем трансформаторы тока, встроенные в токопровод ТШ20−10 000/5.

Выполним проверку расчётных и каталожных данных трансформатора:

Расчётное значение

Условие выбора

Каталожные данные разъединителей

Uуст=6.3 кВ

Iраб. утяж=7. 23 кА

iу=128. 46 кА

Вк=9848. 2

?

?

Ї

?

Uном=20 кВ

Iном=8 кА

Не проверяется

I2т·tт=76 800

Выполним проверку по величине вторичной нагрузки трансформатора тока:

Наименование прибора

Тип

Нагрузка трансформатора

А

В

С

Ваттметр

Варметр

Счётчик активной энергии

Амперметр регистрирующий

Ваттметр регистрирующий

Ваттметр (щит турбины)

Д-335

Д-335

САЗ-И680

Н-344

Н-348

Д-335

0. 5

0. 5

2. 5

Ї

10

0. 5

Ї

Ї

Ї

10

Ї

Ї

0. 5

0. 5

2. 5

Ї

10

0. 5

Итого

14

10

14

Общее сопротивление приборов:

Допустимое сопротивление проводов:

где Z2? r2, т. к. индуктивное сопротивление токовых цепей невелико.

rк — переходное сопротивление контактов.

Для генератора 60 МВт применяется кабель с алюминиевыми жилами приблизительно длиной 40 м, трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому ?расч = ?, тогда сечение кабеля будет:

Выбираем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

Выбор ТН в цепи генераторов РУ ГН.

Аналогично ТТ выбираем встроенные в комплектный экранированный токопровод три однофазных трансформатора напряжения ЗНОМ-6.

Проверим их по вторичной нагрузке:

Прибор

Тип

S одной обмотки

Число обмоток

cos (ц)

sin (ц)

Число приборов

мощность

P, Вт

Q, В·А

Вольтметр

Ваттметр

Варметр

Датчик акт. мощн.

Датчик реакт. мощн.

Счётчик акт. эн-ии.

Ваттметр рег-ий

Вольтметр рег-ий

Частотометр

Э-335

Д-335

Д-335

Е-829

Е-830

И-680

Н-348

И-344

Э-372

2

1. 5

1. 5

10

10

2 Вт

10

10

3

1

2

2

Ї

Ї

2

2

1

1

1

1

1

1

1

0. 38

1

1

1

0

0

0

0

0

0. 925

0

0

0

1

2

1

1

1

1

1

1

2

2

6

3

10

10

4

20

10

6

Ї

Ї

Ї

Ї

Ї

9. 7

Ї

Ї

Ї

Итого

71

9. 7

Вторичная нагрузка:

Выбранный трансформатор ЗНОМ-6 имеет номинальную мощность 50 В·А в классе точности 0. 5, необходимом для присоединения счётчиков. Таким образом для трёх однофазных трансформаторов напряжения получаем:

=> трансформаторы будут работать в выбранном классе точности.

Список литературы

1. С. С. Петрова — Учебное пособие «Проектирование электрической части станций и подстанций» Ленинград 1989.

2. Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков — «Электрическая часть электростанций и подстанций» Москва, Энергоатомиздат 1989.

3. Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин — «Электрооборудование станций и подстанций» Москва, Энергоатомиздат 1987.

4. Справочник по проектированию электроэнергетических систем под редакцией С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро.

5. «Электрическая часть электростанций» под редакцией С. В. Усова.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой