База знаний студента. Реферат, курсовая, контрольная, диплом на заказ

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

Xd^ґґ= 0.1361                                     Xd^ґґ= 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-125000/220

Sном=125000 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=80000 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=80000 кВА

Uвн=242 кВ

Uнн=10.5 кВ

Pхх=79 кВт

Pк=315 кВт

Uк=11%

Iх=0.45%

Цена 186 тыс. руб.

ТРДЦН-160000/220

Sном=160000 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 = р_нК+И+У

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

р_н ─ нормативный коэффициент экономической эффективности, р_н=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─125000/220 ТД─80000/220 ТРДСН─160000/220 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-125000/220 (Р_х=120кВт, Р_к=380кВт)

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

Трансформатор ТРДЦН – 160000/220 (Р_х=155, Р_к=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-80000/220 (Р_х=79 кВт, Р_к=315 кВт)

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

Трансформатор ТД-80000/220 (Р_х=79 кВт, Р_к=315 кВт)

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

Трансформатор ТРДЦН – 160000/220 (Р_х=155, Р_к=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:

З₁=р_нК₁+И₁=р_нК₁+=0,15·2098,3+(9·2098,3)/100+1·10^--5·8,9·10⁶=593 руб./год.

Приведённые затраты для варианта 2:

З₂=р_нК₂+И₂=р_нК₂+=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 = I_{г 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;

x_р= 0,18 Ом

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

Примем S_б = 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:

I_по=Е_э·I_б/X_э, где

 кА.

I_пог=Е_э·I_б/X₂₀=1,1·2,51/0,71=3,89кА

I_пос=Е_э·I_б/X₁₂=1·2,51/0,27=9,3кА

I_пос=I_пог+I_пос=3,89+9,3=13,2кА

Ударный ток короткого замыкания:

i_у= √2·k_у·I_по

k_у – ударный коэффициент

k_у=1+exp (-0.01/T_a)

По табл. 5 [1]: k_у=1,955; T_a=0,14 с

i_у=√2·1,955·13,2=36,6 кА

Расчёт токов короткого замыкания в точке К4.

X||X=0,24

E

X

X||X=0,38

E

 

X

 кА.

I_пог=Е_э·I_б/X₂=1,08·55/1,73=34,3кА

I_пос=Е_э·I_б/X₂₄=1,05·55/1,28=45,1кА

I_пос=I_пог+I_пос=34,3+45,1=79,4кА

Ударный ток короткого замыкания:

i_у= √2·k_у·I_по

k_у – ударный коэффициент

k_у=1+exp (-0.01/T_a)

По табл. 5 [1]: k_у=1,955;

i_уг=√2·1,955·34,3=94,8 кА

i_ус=√2·1,955·45,1=124,7 кА

i_у=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.

I_пог=Е_э·I_б/X₄=1,08·55/1,38=43кА

I_пос=Е_э·I_б/X₂₈=1,02·55/0,96=58,4кА

I_пос=I_пог+I_пос=34,3+45,1=101,4кА

Ударный ток короткого замыкания:

i_у= √2·k_у·I_по

k_у – ударный коэффициент

k_у=1+exp (-0.01/T_a)

По табл. 5 [1]: k_у=1,955;

i_уг=√2·1,955·43=118,9 кА

i_ус=√2·1,955·58,4=161,5 кА

i_у=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.

I_пос=Е_э·I_б/X₄₁=1,04·55/0,81=70,6кА

I_пог=Е_э·I_б/X₃=1,08·55/1,73=34,3кА

I_по=I_пог+I_пос=34,3+70,6=104,9кА

Ударный ток короткого замыкания:

i_у= √2·k_у·I_по

k_у – ударный коэффициент

k_у=1+exp (-0.01/T_a)

По табл. 5 [1]: k_у=1,955;

i_уг=√2·1,955·34,3=94,83 кА

i_ус=√2·1,955·70,6=195,2 кА

i_у=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 10–2х2500–0.14УЗ.

Уточним значение тока КЗ за реактором:

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

U_ост > 65 – 70%.

∆U_ост ≈ 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 √2Iпф+iаф=75.36 Вк=9848.2	≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤	Uном=20 кВ Iном=9.5 кА Iдин=105 кА Imдин=300 кА Iоткл=90 кА вном=20 √2Iоткл·(1+вном/100)=152.74 I2т·tт=32400

=> 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 √2Iпф+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 √2Iоткл·(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 √2Iпф+iаф=42.32 Вк=102.3	≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤	Uном=35 кВ Iном=1.25 кА Iдин=25 кА Imдин=64 кА Iоткл=25 кА вном=24 √2Iоткл·(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 √2Iпф+iаф=19.41 Вк=21.9	≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤	Uном=110 кВ Iном=1 кА Iдин=20 кА Imдин=52 кА Iоткл=20 кА вном=24 √2Iоткл·(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 √2Iпф+iаф=35.97	≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤	Uном=10 кВ Iном=0.63 кА Iдин=31.5 кА Imдин=80 кА Iоткл=25 кА вном=15 √2Iоткл·(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=62500

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.

I_ном = 0.344 кА.

I_{раб.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:

I_{раб.утяж.} ≤ I_доп

По I_доп из таблиц определим сечение трёхжильного кабеля S_доп и сравним его с S_эк и S_мин.

где j_эк – экономическая плотность тока, А/мм². При продолжительности использования максимальной нагрузки Т_макс=3000–5000 ч/год j_эк = 2.5 А/мм² для кабелей с бумажной изоляцией с медными жилами.

где А_н и А_к.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·с^1/2/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 S_доп такое, чтобы I_доп ≥ I_{раб.утяж.}

=> выбираем провод АС – 700/86.

По экономической плотности тока шины РУ не проверяются.

I_по⁽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 Е_о – критическая напряжённость, при которой возникает корона.

m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода.

r_о – радиус провода.

где Е – напряжённость электрического поля около поверхности

нерасщеплённого провода

U – линейное напряжение, кВ

D_ср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см

D_ср = 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 200х90х12 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 W_yo-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 ℓ = 1.5 м, а расстояние между фазами а = 0.6 м; швеллеры шин соединены жёстко только в местах крепления шин на изоляторах (ℓ_п=ℓ).

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:

I_{раб.утяж} = 7.23 кА ≤ I_ном = 8.55 кА

i_y = 128.46 кА ≤ i_дин = 250 кА.

Аналогичный токопровод используем и для блока Г3-Т3:

I_{раб.утяж} = 7.23 кА i_y = 115.64 кА.

Выбор жёстких шин на СН (К6).

Принимаем расстояние между фазами а = 0.3 м, а пролёт шин ℓ = 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 ТШ20–10000/5.

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=76800

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.

r_к – переходное сопротивление контактов.

Для генератора 60 МВт применяется кабель с алюминиевыми жилами приблизительно длиной 40 м, трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому ℓ_расч = ℓ, 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.

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 «отраб

 

• 14:21 05 Июля 2016
  Российско-китайский медуниверситет откроет магистерскую программу по TCM
• 01:21 05 Июля 2016
  На форуме МГУ Россия и Китай обсудят научно-образовательное сотрудничество
• 11:00 04 Июля 2016
  Реморенко: "ЕГЭ-туризм" в России сходит на нет
• 10:52 04 Июля 2016
  Летняя российско-австрийская школа откроется в Москве
• 15:31 01 Июля 2016
  В СПбГУ могут воссоздать географический факультет

Заказать уникальную работу