Таблица 10.8 Вторичная нагрузка НОЛ.08-6У3

Введение

В топливном балансе электростанций около 30% составляет твёрдое топливо. Перспективы развития тепловой энергетики в разных странах связывают в основном с использованием на ТЭС угля, запасы которого весьма велики. В настоящее время на КЭС используются угли, сильно различающиеся по качеству. Примерно из 125 млн. т угля, сжигаемого в год на электростанциях, более 25 % имеют зольность выше 40%. Одной из основных проблем, которые сейчас стоят перед угольщиками, является повышение качества электрических углей. В интересах национальной экономики следует расширить применение малозольных и малосернистых углей. При сжигании углей на тепловых электростанциях необходимо применять технологии, позволяющие эффективно вырабатывать энергию и тепло с минимальными издержками и строгим соблюдением экологических требований. Для снижения выбросов оксидов азота на пылеугольных котлах уже многие годы используются метод двух ступенчатого сжигания топлива. Сущность метода состоит в подаче части воздуха, необходимого для полного сгорания, в промежуточную зону факела, где кислород воздуха, поступивший в месте с топливом через горелки, в значительной степени уже израсходован. На КЭС отработанный пар в конденсаторах превращается в воду (конденсат), который направляется обратно в котлы для повторного использования. Конденсационные электростанции сооружаются непосредственно у источников водоснабжения – озер, рек.                   Теплота, отбираемая конденсаторами от отработанного пара выводится охлаждающей водой и безвозвратно теряется.

1 Выбор генераторов

Согласно задания для КЭС-1000МВт заданы генераторы 5x200МВт. Выбираем типы генераторов из табл. П2.1[1] и заносим их номинальные параметры в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 Номинальные параметры генератора.

Тип т/г

n.

об/мин

Номинальное значение

Х"d

отн.

ед.

Система возбуж-

дения

Охлаждение обмоток

S. МВА

Cos j

I

статора, кА

U ста­тора кВ

Кпд,

%

Статора

Ротора

ТВВ-

200-2

117,5

0,85

6,475

10,5

98,7

0,183

М

КВР

НВР

ТВВ- генератор с непосредственным охлаждением статора водой и ротора водородом, с бесщёточной сис­темой возбуждения или с тиристорным независимым возбуждением.

2 Выбор двух вариантов схем проектируемой электростанции

Для КЭС-1000МВт принимаем две схемы выдач мощности.

Согласно задания связь с энергосистемой осуществляется на высшем напряжении 330кВ. От шин 110кВ по 7 воздушным ЛЭП получают питание потребители подстанции.

Для связи двух РУ 330 и 110кВ предусматриваем установку двух автотрансформаторов связи. Генераторы присоединяются по схеме блоков к шинам РУ. В первом варианте (рисунок 2.1) четыре генератора присоединяются к РУ 330кВ и один генератор 200МВт к РУ 110кВ. Во втором варианте (рисунок 2.2) три генератора 200МВт к РУ 330кВ и два генератор 200МВт к РУ 110кВ.

W1

W7

W1

W1

W7

W2

W2

РУ 110 кВ

РУ 330 кВ

Т5

 ~

Т3

Т1

 ~

Т4

АТ1

АТ2

 ~

Т2

 ~

~

РУ 110 кВ

200 МВт

4x200 МВт

рисунок 2.1 Cхема выдачи мощноcти

РУ 330 кВ

W1

Т5

Т4

 Т3

Т2

~

АТ1

 ~

 ~

Т1

 ~

 ~

АТ2

рисунок 2.2 Cхема выдачи мощноcти

3x200 МВт

2x200 МВт

3 Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции

Расход на собственные нужды принимаем равным 5% от установленной мощности.

Мощность блочных трансформаторов выбираем по формуле:

S_т ≥ S_г. – S_с.н

Sг- номинальная мощность генераторов, МВ*А;

Sс.н - нагрузка на собственные нужды, МВ*А;

Для 1 варианта выбираем из табл. П2.7[1] четыре трансформатора типа ТДЦ-250000/330кВ и один трансформатор типа ТДЦ-250000/110кВ

Для II варианта выбираем три трансформатора ТДЦ-250000/330кВ и два трансформатор типа ТДЦ-250000/110кВ.

Номинальные параметры трансформаторов заносим в таблицу 3.1

Таблица 3.1 Номинальные параметры трансформаторов

Тип трансформатора

Sном, МВ*А

Напряжение

обмотки, кВ

Потери, кВт

Uк, %

Iх, %

ВН

НН

Рх

Рк

ТДЦ-250000/330

15,75

0,5

ТДЦ-250000/110

15,75

10,5

0,5

Выбор мощности автотрансформаторов (АТ) связи производится по максимальному перетоку мощности в наиболее тяжелом режиме.

Определяем расчетную нагрузку на АТ связи для I варианта:

Выбираем по [1] таблица П2.10 два автотрансформатора типа 3хАОДЦТН-133000/330/110кВ.

Определяем расчетную нагрузку на АТ связи для II варианта:

Выбираем по [1] таблица П2.10  два автотрансформатора типа АТДЦТН-200000/330/110кВ.

Таблица 3.2 Номинальные параметры автотрансформатора

Тип авто­транcфор-

матора

S ном, МВА

Обмо

тки НН

Напряжение обмотки, кВ

Потери, кВт

Uк, %

ВН

СН

НН

Рх

Рк

В-С

В-Н

С-Н

В-С

В-Н

С-Н

3хАОДЦТН-133000/330/ 110

330/

121

38,5

АТДЦТН-200000/330/ 110

38,5

10,5

4 Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат:

3 = Рн*К+И

где Рн=0,12 - нормативный коэффициент экономической эффективности;

К - капитальные вложения на сооружения электроустановки;

И - годовые эксплуатационные расходы;

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

процентные отчисления на амортизацию и техническое обслуживание оборудования. В данном случае = 8,4%.

стоимость одного кВтч потерянной электроэнергии, принимаем

β=1,7(коп/кВтч).

Потери энергии в блочных трансформаторах

где: потери электроэнергии в трансформаторах (кВтч).

потери х.х. и к.з. в трансформаторах (кВт).

Т =8760 – продолжительность работы оборудования в течение года (ч) (постоянная).

наибольшее значение мощности, с которой работает данный трансформатор (МВА).

номинальная мощность трансформатора (МВА).

 - продолжительность максимальных потерь

Результаты подсчета капиталовложений приводим в таблице 4.1

Таблица 4.1 Результаты подсчета капиталовложений в первом и втором вариантах

Оборудование

Стоимость едини­цы, тыс.уе

1 вариант

2 вариант

Количество единиц, шт

Общая стои­мость, уе

Коли­чество единиц, шт

Общая стои­мость, уе

Блочные трансформаторы

ТДЦ-250000/330

ТДЦ-250000/110

Автотрансформаторы связи

3хАОДЦТН-133000/330/ 110

-

-

АТДЦТН-200000/330/110кВ

-

-

Ячейки ОРУ

330кВ

110 кВ

Итого

При Тmах.=4900ч

Потери энергии в трансформаторах связи                               

Вариант 1

Рассчитаем потери мощности при коротком замыкании в АТ

т.к. мощность обмотки НН , то вместо  в формулу для определения потерь мощности для отдельных обмоток следует подставить

Потери энергии в АТ

Вариант 2

Рассчитаем потери мощности при коротком замыкании в АТ

т.к. мощность обмотки НН , то вместо  в формулу для определения потерь мощности для отдельных обмоток следует подставить

Потери энергии в АТ

Рассчитаем приведенные затраты для первого варианта:

тыс,руб

Рассчитаем приведенные затраты для второго варианта:

тыс,уе

Так как 3₁ > З₂ на 7,5 %, то выбираем 2 вариант и используем его в дальнейших расчетах.

5 Выбор и обоснования упрощенных схем РУ разных напряжений

5.1Распределительное устройство 330 кВ

Подсчитываем количество присоединений в РУ 330 кВ:

Вариант 1

Вариант 2

Для схемы РУ 330 кВ при восьми присоединениях принимаем полуторную схему, которая обладает рядом достоинств, таких как небольшое количество разъединителей и почти полное отсутствие оперативных переключений ими, возможность вывода в ремонт любого выключателя без перестройки схемы, характеризуется большой простотой поэтапного развития.

5.2. Распределительное устройство 110 кВ

Вариант1

Число присоединений к РУ-110кВ

Вариант2

Число присоединений к РУ-110кВ

где n_св – число линий связи (по заданию)

n_т – число трансформаторов, присоединенных к РУ-110 кВ

Исходя из числа присоединений и напряжения согласно нормам технического проектирования, принимаем для РУ-110кВ также схему с двумя рабочими системами шин и обходной. Эта схема обеспечивает вывод в ремонт любого выключателями без отключения присоединений

Недостатки:                                                                                                    отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения; повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин,т.е. приводит к отключению всех присоединений;большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ.Необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

Некоторого увеличения гибкости и надежности схемы можно достичь секционированием одной или обеих систем шин.Если сборные шины секционированы, то для уменьшения капитальных затрат возможно применение совмещенных шиносоединительного и обходного выключателей. В схеме с секционированными шинами при повреждении на шинах или при КЗ в линии и отказе выключателя теряется только 25% присоединений, однако при повреждении в секционном выключателе теряется 50% присоединений. 

6 Выбор схемы собственных нужд (с.н.) и трансформаторов с.н.

Нормальная работа электростанций возможна только при надёжной работе механизмов с.н., что возможно лишь при надежном электроснабжении их. Потребители с.н. относятся к потребителям первой категории. Основными напряжениями, применяемыми в настоящее время в системе с.н., являются 6кВ. Распредели­тельное устройство с.н. выполняется с одной секционированной системой шин. Количество секций 6кВ блочных КЭС принимается: две на каждый энергоблок (при мощности энергоблока более 160МВт.) Каждая секция присоединяется к рабочему трансформатору с.н. (ТСН).

Рабочие трансформаторы с.н. (ТСН) присоединяются отпайкой от энергоблока. Мощность этих трансфор­маторов:

Принимаем в качестве рабочих ТСН трансформаторы типа ТДНС-16000/20кВ.

Резервное питание секций с.н. осуществляется от резервных магистралей, связанных с пускорезервным трансформатором с.н. (РТСН). Согласно НТП, если в схемах энергоблоков не установлены генераторные выключатели, то число РТСН принимается один - при двух энергоблоках, и мощность РТСН принимается на ступень выше мощности ТСН. Мощность каждого РТСН на блочных электростанциях без генераторных выключателей должна обеспечить замену рабочего трансформатора одного блока и одновременный пуск или аварийный останов второго энергоблока.

Один резервный трансформатор с.н. типа ТРДН-25000/110кВ присоединяем к шинам РУ 110кВ ,второй резервный трансформатор типа ТРДНС-25000/35кВ присоединяем к низшей обмотке автотрансформатора связи . Параметры заносим в таблицу 6.1

Таблица 6.1Номинальные параметры трансформатора собственных нужд

Тип трансформатора

Напряжение кВ

обмотки,

Потери,

кВт

Uк, %

Ix, %

ВН

НН

Рх

Рк

ТДНС-16000/20

15,75

6,3

0,7

ТРДНС-25000/35

36,75

6,3-6,3

10,5

0,65

ТРДН-25000/110

6,3-6,3

10,5

0,65

7 Расчет токов короткого замыкания

На основании расчетной схемы составляем электрическую схему замещения, в которой все магнитные связи заменяем на электрические.

Определяем параметры схемы замещения:

К1

К2

Рисунок 7.1 Схема раcчета токов кароткого замыкания

для КЭС-2500 МВт выбираем пять генераторов по 500 МВт типа ТВВ-500-2 и трансформатор:

Выбираем блочные трансформаторы типа ТНЦ-630000/330

Задавшись базисной мощностью  МВ*А, определяем параметры схемы замещения.

т.к. = -1,25%

7.1 Расчёт токов короткого замыкания в точке К1 на сборных шинах 110 кВ

Исходная схема замещения приведена на рисунке  7.2. Упростим схему относительно точки к.з. используя формулы для параллельного и последовательного сложения сопротивлений.

К1

Рисунок 7.2 Схема замещения для К1

Исходная схема замещения для точки К1 представлена на рисунке 7.3

K1

Рисунок 7.3Исходная схема замещения для точки К1

K1

Рисунок 7.4 Упрощенная схема расчета кароткого замыкания для точки К1

Базисный ток

Определяем начальное значение периодической составляющей тока I_по

Система:

Генератор:

Определяем ударный ток i_у

Система:

Генератор:

7.2 Расчёт токов короткого замыкания в точке К2 на шинах СН6 кВ

К2

Рисунок 7.5 Схема замещения для К2

Путем последовательных преобразовании упростим схему замещения для точки К2:

К2

Рисунок 7.6 Упрощенаая схема расчета кароткого замыкания для точки К2

Базисный ток

Определяем начальное значение периодической составляющей тока I_по :

Система:

От двигателей собственных нужд:

Определяем ударный ток i_у

Система:

От двигателей собственных нужд:

Результаты расчета сводим в таблицу 7.1

Таблица 7.1Результаты расчета тока кароткого замыкания

Место по­вреждения

Мощность ветви, МB*А

Хрез

Iб, кА

Iпо, кА

Kу

Iу, кА

Та, с

Шины

110 кВ

Sс=2500

1,39

5,02

3,61

1,717

9,09

0,03

Sг=5х235

0,2

28,36

1,965

78,81

0,26

Итого в точке К1

5,02

31,97

87,58

ТСН

6,52

91,64

14,06

1,65

32,81

0,04

-

10,67

1,83

27,61

0,06

Итого в точке К2

91,64

24,73

60,42

8 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

8.1Выбор выключателей и разъединителей в цепи блока с генератором ТВВ-200-2.

Расчетный ток продолжительного режима в цепи блока генератор-трансформатор определяется по наи­большей электрической мощности генератора ТВВ-200-2.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 8.1 с учетом того, что все цепи на стороне 110кВ проверяются по суммарному току КЗ на шинах.

Выбираем по таблице П 4.4[1] эльгазовый выключатель типа ВГТ-110II-40 и по таблице П 4.1 [1] разъединитель типа РДЗ-110/2000.

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

где  - расчетное время, для которого требуется определить токи КЗ:

Апериодическая составляющая тока КЗ:

- по типовым кривым рис. 3.26. [1].

Апериодическая составляющая тока КЗ:

Все расчетные и каталожные данные по выбору аппаратов сводим в     таблицу 8.1

Таблица 8.1. Расчетные и каталожные данные  ВГТ-110II-40  и  РДЗ-110/2000

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

ВГТ-110II-40 

РДЗ-110/2000

Uуст < Uном

Uуст=110 кВ

Uном =110 кВ

Uном =110 кВ

Imах < Iном

Imах =1233,43А

Iном =2000 А

Iном =2000 А

Iп  Iотк.ном

In  =27,73 кА

Iотк,ном =40 кА

-

iа  iа,ном

ia  =36,27 кА

iа,ном= ·Iотк,ном·βн/100= =1,41·40·45/100=25,38кА

-

Iпо  Iдин

Iпо=31,97 кА

Iдин= 40 кА

-

iуд iдин

iуд= 87,58 кА

Iдин=102 кА

Iдин=100кА

Вк  Iт²· tт

Вк =I²по(tотк+Та)= =31,97²· · (0,2+0,14)=347,5 кА²с

Iт²·tт= 40²·2=3200 кА²с

Iт²·tт= 40² ·3=4800 кА²с

Так, как iа  > iа,ном производим проверку выключателя по суммарной отключающей способности:

8.2Выбор выключателей в цепи ТСН

Максимальный ток продолжительного режима:

Периодическая составляющая тока к.з. для расчетного времени τ

I_пτ= = =20,09 кА

Апериодическая составляющая тока к.з.

i_aτ= i_aτ,c+ i_aτ,дв=  Iпо,с +  Iпо,дв =  14,06 +  10,67 =7,2+5,5=12,7кА

По [таблице П4.1. и П4.4] выбираем вакуумный выключатель ВБЭ-10-31,5

Расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 8.2.

Таблица 8.2 Расчетные данные и каталожные данные выключателя ВВЭ-М-31,5/1600

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

ВБЭ-10-31,5

Uуст < Uном

U_уст=6 кВ

U_ном=10кВ

Imах < Iном

I_рmax=1539,6А

I_ном=1600А

Iп  Iотк.ном

I_пt=20,09кА

I_откл=31,5кА

iа iа,ном

i_аt=12,7кА

i_а,ном= ·I_отк· (b_н/100)= ·31,5· (40/100) =17,64кА

Iпо  Iдин

I_по=24,73кА

I_дин=31,5кА

iуд iдин

i_у=60,42кА

i_дин=80кА

Вк  Iт²* tт

В_к= I_по²(tотк +Т_а)=24,73²· (0,3+ +0,04)=207,93кА²с

I_т²·t_т=31,5³ ·4=3969 кА²с

9 Выбор токоведущих частей

9.1 Выбор сборных шин 110 кВ

Расчётные токи

Iнорм=Imax A

По таблице П3.3. принимаем два провода в фазе марки 2 АС-300/66

d = 24,5мм, q =2  300 ,    I_доп=2×680=1360 А

Фазы расположены горизонтально с расстоянием между проводами фаз D=300 см

Проверяем провода по допустимому току:

I_мах=1233,43 А<I_доп=1360 А.

Проверка по условиям коронирвания

1,07 Е £ 0,9 Е_о

Е_о=30,3×m×
где m=0,85 – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода

r_o– радиус провода.

r_o =

r_o =  

Е_о=30,3×m×

Напряжённость вокруг провода:

,

где

1,07 Е £ 0,9 Е_о

1,07*14£ 0,9*32,7

14,98£ 29,43

т.е. провод по условию коронирования проходит.

Выбираем токоведущие части от сборных шин, до выводов трансформатора

Принимаем провод марки 2хАС-600/72, d=33,2 мм , Iдоп=2·1050=2100 А.   

Проверяем провода по допустимому току

Imах < Iдоп

1233,43<2100

 По условию коронирования шину не проверяем т.к. выше показано, что шина меньшего сечения не коронирует.                                                      Проверку на термическое действие не производим, так как шины выполнены голым проводом на открытом воздухе

9.2 Выбор сборных шин трансформатора собственных нужд 6 кВ

Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах РУ по экономической плотности тока не выбираются, поэтому выбор производится по максимальному току:

.

 Принимаем однополосные шины алюминиевые (100х8) Iдоп =1625 А по таблице  П 3.4[1]. По условию нагрева в продолжительном режиме Imах=1541,43< Iдоп=1625 А шины проходят.

Проверяем шины на термическую стойкость.

Bк = I²по(tотк+Та)= 24,73²(0,3+0,04)=207,9 кА²·с.

Минимальное сечение по условию термической стойкости.

, 

С-принимаем по таблице  3.14[1],

 q = 800 мм² > qmin = 160 мм².

 Проверяем шины на механическую прочность.

Определяем пролёт ℓ при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц:

Если шины на изоляторах расположены плашмя, то

Если шины на изоляторах расположены на ребро, то  

Первый вариант расположения шин на изоляторах позволяет увеличить длину пролёта до 1,58 м, т. е. даёт значительную экономию изоляторов. Принимаем расположение пакета шин плашмя; пролёт 1,58 м; расстояние между фазами а=0,8 м.

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента:

 где .

Шины механически прочны, если МПа.

Выбор изоляторов                                                                                         Выбираем опорные изоляторы ОФ-6-375, Fразр=3750 Н.                    Проверяем изоляторы на механическую прочность:

Таким образом, изолятор ОФ-6-375 проходит по механической прочности.

10 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Расположение измерительных трансформаторов тока и напряжения в схеме КЭС представлена на рисунке 10.1

ТА3

330 кВ

ТА2

ТV2

110 кВ

ТV1

ТА1

Рисунок 10.1 Расположение измерительных трансформаторов тока и напряжения в схеме подстанции

10.1. Выбираем трансформаторы тока наружной установки 110 кВ

По таблице П4.5 (1) выбираем трансформаторы тока типа ТФЗМ110-У1.

Iнорм=Imax

ТФЗМ110-У1– трансформатор тока опорного типа в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией с U образной первичной обмоткой, трансформатор имеет один магнитопровод с обмоткой класса 0,5 и три магнита провода для релейной защиты класса 10 Р.

Все расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 10.1

Таблица 10.1. Расчетные и каталожные данные ТФЗМ110-У1

 Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст = 110кВ

Uном = 110кВ

Imax =1233,43 А

Iном = 1500 А

iуд  =87,58 кА

iуд  =158 кА

Вк =I²по(tотк+Та)= =31,97²· · (0,2+0,14)=347,5 кА²с

 I² ×tт=26² × 3 = 2028 кА²× с

Z₂p = 1,06 Ом

Z₂ном = 1,2 Ом

Вторичная нагрузка трансформатора тока приведена в таблице 10.2

Таблица 10.2 Приборы в цепи трансформатор тока ТФЗМ110-У1

Прибор

Тип

Нагрузка фаз В×А,

А

В

С

Амперметр

Э – 335

0,5

0,5

0,5

Ваттметр

Д – 335

0,5

¾

0,5

Варметр

Д – 335

0,5

¾

0,5

Счетчик активной мощности

И–670

2,5

¾

2,5

Счетчик реактивной мощности

И–676

2,5

¾

2,5

Итого

6,5

0,5

6,5

А

РА

PVA

PW

r_ПР+r_К

C

РА

PW

PVA

r_ПР+r_К

r_ПР+r_К

PK

PI

PI

PK

PA

B

Рисунок10.2 Схема подключения измерительных приборов к трансформатору тока

 S_приб.= 6,5 ВА           

Z_к. = 0,1 Ом

Допустимое сопротивление проводов:

Z_пр. = Z_2ном. - Z_приб. - Z_к. = 1,2 – 0,26 – 0,1 = 0,84 Ом

Сечение проводов:

Принимаем L_расч.= 100 м и = 0,0175Ом· мм²/м для меди, так как провода с медными жилами используются во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования мощных электростанций.

Для подключения контрольно-измерительных приборов с трансформаторами тока по условию механической прочности выбираем кабель КВВГнг-2,5мм².

10.2 Выбираем трансформаторы тока в системе собственных нужд 6 кВ

По таблице П4.5 (1) выбираем трансформаторы тока типа ТПШЛ-10

Все расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 10.3

Таблица 10.3 Расчетные и каталожные данные ТПШЛ-10

 Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст = 6 кВ

Uном = 10 кВ

Imax = 1541,43 А

Iном = 2000 А

i уд  =60,42 кА

не проверяем

Bк = 207,93 кА²× с

(kт × Iном )² ×tт=31,5² × 3 = 2976,75 кА²× с

Z₂p = 0,268 Ом

Z₂ном = 0,8 Ом

Вторичная нагрузка трансформатора тока приведена в таблице 10.4

Таблица 10.4 Вторичная нагрузка трансформатора тока ТПШЛ-10

Прибор

Тип

Нагрузка фаз, В×А

А

В

С

Амперметр

Э–335

0,5

0,5

0,5

Ваттметр

Д–335

0,5

¾

0,5

Счетчик активной энергии

 И–670

2,5

¾

2,5

Итого

3,5

0,5

3,5

А

PA

PI

PW

r_ПР+r_К

C

РA

PW

PI

r_ПР+r_К

r_ПР+r_К

PA

B

Рисунок10.3 Схема подключения измерительных приборов к трансформатору тока

 S_приб.= 3,5 ВА

 Общее сопротивление приборов:

Z_к. = 0,1 Ом

Допустимое сопротивление проводов:

Z_пр. = Z_2ном. - Z_приб. - Z_к. = 0,8 – 0,14 – 0,1 = 0,56 Ом

Сечение проводов:

Принимаем L_расч.= 4 м и = 0,0175Ом· мм²/м для меди, так как провода с медными жилами используются во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования мощных электростанций.

Для подключения контрольно-измерительных приборов с трансформаторами тока по условию механической прочности выбираем кабель КВВГнг-2,5мм².

10.3Выбор трансформаторов тока в цепи автотрансформатор - шины110 кВ

Выбираем трансформатор ТВТ-110-2000

Все расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 10.5

Таблица 10.5 Расчетные и каталожные данные трансформатора тока ТВТ-110-2000

Расчетные данные

Каталожные данные

U_уст= 110 кВ

U_ном= 110кВ

I_мах= 1050А

I_ном = 2000А

В_к= 347,5 кА²×с

I_т²×t_т =7500кА²× с

iу= 87,58кА

не проверяем

Z₂p = 0,86 Ом

Z₂ном = 1,2 Ом

Вторичная нагрузка трансформатора тока приведена в таблице 10.6

Таблица 10.6 Приборы в цепи трансформатор тока ТВТ-110-2000

Наименование

прибора

Тип

Загрузка фаз,В×А

А

В

С

Амперметр

Э-335

0,5

0,5

0,5

Ваттметр

Д-335

0,5

-

0,5

Варметр

Д-335

0,5

-

0,5

Итого:       

1,5

0,5

1,5

А

РА

r_ПР+r_К

C

РА

r_ПР+r_К

r_ПР+r_К

А

PW

PVA

PA

PW

B

PVA

Рисунок10.4 Схема подключения измерительных приборов к трансформатору тока.

S_приб.= 1,5 ВА           

 Z_к. = 0,1 Ом

Допустимое сопротивление проводов:

 Z_пр. = Z_2ном. - Z_приб. - Z_к. = 1,2 – 0,06 – 0,1 = 1,04 Ом

Сечение проводов:

 Принимаем L_расч.= 100 м и = 0,0175Ом· мм²/м для меди, так как провода с медными жилами используются во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования мощных электростанций.

Для подключения контрольно-измерительных приборов с трансформаторами тока по условию механической прочности выбираем кабель КВВГнг-2,5мм².

10.4 Выбор трансформаторов напряжения 110 кВ.

Трансформаторы напряжения выбираем по номинальному напряжению и проверяем по вторичной нагрузке.

Вторичную нагрузку и приборы подключаем к трансформатору напряжения напряжения НКФ-М-110У1 заносим в таблицу 10.7

Таблица 10.7 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения НКФ-М-110У1

Прибор

Тип

S одной
обмотки,
ВА

Число
обмоток

Cosj

Sinj

Число
приборов

Общая потребл.
мощность

Р, Вт

Q, Вар

Вольтметр

Э-335

Частотомер рег.

Н-397

Вольтметр рег.

Н-344

Ваттметр рег.

Н-395

Частотомер

Э-372

Синхроноскоп

Э-372

Осцилограф

С-91

Итого

S_2расч= 219 В×А

S_2расч< S_2ном

219 <3*400=1200В*А

Как видно из таблицы выбранный трансформатор удовлетворяет условиям выбора. . Для соединения трансформаторов напряжения с приборами

принимаем контрольный кабель типа КВВГнг сечением 2,5  по условию механической прочности.

10.5  Выбор трансформаторов напряжения в системе собственных нужд.

Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по

[1, таблице 4.11.]. Выбираем трансформатор напряжения типа НОЛ.08-6У3

НОЛ- трансформатор напряжения с литой изоляцией.

Uном =6 кВ, S_2ном=50 ВА в классе точности 0,5. Подсчёт вторичной нагрузки приведён в таблице 10.8

Прибор

Тип

S одной
обмотки,
ВА

Число
обмоток

Cosj

Sinj

Число
приборов

Общая потребл.
мощность

Р, Вт

Q, Вар

Шины собственных нужд

Вольтметр

Э – 335

-

вводы трансформатора

Ваттметр

Д – 335

1,5

-

Счетчик активной энергии

U – 670

3Вт

0,38

0,925

14,6

Итого

14,6

S_2расч=  В×А

S_2расч< S_2ном

19,5 <3*50=150В*А 

Как видно из таблицы выбранный трансформатор удовлетворяет условиям выбора. Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель типа КВВГнг сечением 2,5  по условию механической прочности.

11Описание конструкции распределительного устройства

Для 110 кВ принимаем открытые распределительные устройства. Распределительное устройство, расположенное на открытом воздухе, называется открытым распределительным устройством. Открытые РУ должны обеспечить 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 выбирается в соответст­вии с ПУЭ.

Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом

АС 150/19. Гибкие шины крепятся с помощью под­весных изоляторов на порталах. Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами - стандартные, железобетонные. Большое количество портальных конструкций вызывает необходимость производства ра­бот на высоте, затрудняет и удорожает монтаж.

По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования.

       Под силовыми трансформаторами предусматривается маслоприёмник, укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники. Кабели оперативных цепей, цепей управления и релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву.

Открытое ОРУ 110 кВ выполнено по схеме с двумя рабочими системами шин, разработанной институтом «Энергосетьпроект».

В принятой компоновке все выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Такие ОРУ называются однорядными в отличие от других компоновок, где выключатели линий расположены в одном ряду, а выключатели трансформаторов – в другом. Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое) выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель.

Список литературы

1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С.

“Электрооборудование станций и п/станций.” Энергоатоминздат, 1987.

2. ПЭУ. Энергоатомиздат, 1986 г.

3. Нормы технологического проектирования (атомных) тепловых электрических станций и тепловых сетей. Минэнерго, 1981 г.

4. Неклепаев Б.Н.

Электрическая часть электрических станций и п/станций. 

Энергоатомиздат, 1986 г.

5. Двоскин Л.И.

Схемы и конструкции РУ. Энергоатомиздат, 1985 г.

Познавательные статьи:



Психологические особенности спортивного соревнования

Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации

Занятость населения и рынок труда

Социальный статус семьи и её типология