Расчет электрической части КЭС–220 МВт

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Управление учреждений по образованию

Государственное образовательное учреждение

Среднего профессионального учреждения

Иркутский Энергетический колледж

Курсовой проект

Расчет электрической части КЭС -220 МВт

Руководил Т.Е. Чумакова

Разработал И.А. Бунеев

Иркутск 2013



№ Строки	Формат	Обозначение	Наименование	Кол-во листов	№ экземпляра	Примеч.
	А4	КП.023.140203.2013.ЛУ	Лист утверждения	1
	А4	КП.023.140203.2013.ПЗ	Пояснительная записка	1
	А4	КП.023.140203.КЗ	Курсовое задание	1
	А1	КП.023.140203.2013.Э3	Схема план-разрез	1
	А1	КП.023.140203.2013.Э7	Схема электрических соединений	1
					КП.023.140203.2011.ПУ
Изм.	Лист	№ докум.	Подп	Дата
Разраб.	Бунеев И.А.			Расчет электрической части КЭС - МВт	Лит.	Лист	Листов
Пров.	Чумакова Т.Е
					ИЭК
Н.контр.	Чумакова Т.Е
Утв.	Чумакова Т.Е



1. Исходные данные

1.1 Характеристики источников

Таблица 1.1

Наименование источника	Uном, кВ	Р ном, МВт	Cos ц	T max, час	X* источника	L, км	Кол-во линии
1. Станция
2. Система	220	300	0,89	7200	0,4	400	4
3. Генератор	220	160	-	-	0,22	-	-

1.2 Характеристики нагрузок потребителей

Таблица 1.2

Uном, кВ	Количество и вид отходящих линии	P, MBт	Cos ?	T max, час	Примечание
220	6 ВЛ	330	0,89	7200	-

1.3 Выбрать электрические аппараты и токоведущие части для цепи ОРУ - 220 кВ

1.4 Выполнить конструктивный чертеж ОРУ - 220 кВ, ячейка линий

2. Содержание пояснительной записки

2.1 Выбор основного силового оборудования и электрических схем

2.2 Расчет токов КЗ

2.3 Выбор электрооборудования в ТВЧ

2.4 Конструкция ОРУ

3. Графическая часть

3.1 Электрическая схема установки с указанием типов электрических аппаратов и измерительных приборов

3.2 План и разрез по двум ячейкам ОРУ



Содержание

Введение

1. Выбор генератора

2. Выбор электрической схемы станции

2.1 Структурная схема первого варианта

2.2 Структурная схема второго варианта

2.3 Выбор силового трансформатора

2.4 Электрическая схема электроустановки первого варианта

2.5 Электрическая схема электроустановки второго варианта

2.6 Схема собственных нужд

3. Технико-экономическое сравнение вариантов

3.1 Расчет потери электроэнергии в трансформаторах

3.2 Расчет технико-экономических показателей

4. Расчет токов КЗ

4.1 Расчетная схема электроустановки

4.2 Схема замещения электроустановки

4.3 Расчет составляющих токов КЗ

5. Выбор электрооборудования

5.1 Выбор выключателей, разъединителей и приводов к ним

5.2 Выбор трансформаторов тока и схемы подключения приборов

5.3 Выбор трансформаторов напряжения и схема подключения приборов

5.4 Выбор токоведущих частей и изоляторов

6. Конструкция ОРУ

Список используемой литературы



Введение

электрический токоведущий измирительный схема

Конденсационная электрическая станция - это комплекс сооружений и оборудования, посредством которых химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат. Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую энергию. Топливом для электростанции служат уголь, торф, горючие сланцы, а также газ и мазут. В энергетике на долю КЭС приходится до 60% выработки электроэнергии. Основными особенностями КЭС являются: удаленность от потребителей электроэнергии, что определяет в основном выдачу мощности на высоких и сверхвысоких напряжениях, и блочный принцип построения электростанций. Мощность современных КЭС обычно такова, что каждая из них может обеспечить электроэнергией крупный район страны. Энергоблок КЭС представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления - блочным щитом. Связей между соседними энергоблоками по техническим линиям обычно не предусматривается. Построение КЭС по блочному принципу даёт определённые технико-экономические преимущества, которые заключаются в следующем:

- облегчает применение пары высоких и сверхвысоких параметров вследствие более простой схемы паропроводов, что особенно важно для освоения агрегатов большой мощности;

- упрощается и становится более четкой технологическая схема электростанции, вследствие чего увеличивается надежность работы и облегчается эксплуатация;

- сокращается объем строительных и монтажных работ;

- уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать резервное тепломеханическое оборудование;

- уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанций;

Технологическая схема КЭС состоит из нескольких систем: топливоподачи; топливоприготовления; основного пароводяного контура вместе с парогенератором и турбиной; циркуляционного водоснабжения; водоподготовки; золоулавливания и золоудаления и, наконец, электрической части станции. Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование всех этих элементов, входят в так называемую систему собственных нужд станции.

Наибольшие энергетические потери на КЭС имеют место в основном пароводяном контуре, а именно в конденсаторе, где отработавший пар, содержащий еще большое количество тепла, затраченного при парообразовании, отдает его циркуляционной воде. Тепло с циркуляционной водой уносится в водоемы, т.е. теряется. Эти потери в основном определяют КПД электростанции, составляющие даже для самых современных КЭС не более 40-42%. Электроэнергия, вырабатываемая электростанцией, выдается на напряжении 110-750 кВ и лишь часть ее отбирается на собственные нужды через трансформатор собственных нужд, подключенный к выводам генератор.

Генераторы и повышающие трансформаторы соединяют в энергоблоки и подключают к распределительному устройству высокого напряжения, которые обычно выполняются открытым (ОРУ). Варианты расположения основных сооружений могут быть различными.

Современные КЭС оснащаются в основном энергоблоками 200-800 МВт. Применение крупных агрегатов позволяет обеспечить быстрое наращивание мощностей электростанции, приемлемые себестоимость электроэнергии и стоимость установленного киловатта мощности станции. Наиболее крупные КЭС в настоящее время имеют мощность до 4 млн кВт. Сооружаются электростанции мощностью 4-6,4 млн кВт с энергоблоками 500 и 800 МВт. Предельная мощность КЭС определяется условиями водоснабжения и влиянием выбросов станций на окружающую среду.



1. Выбор генераторов

Генератор - это электрическая машина, предназначенная для преобразования механической энергии в электрическую.

По условию задано что на проектируемой КЭС установлено 10 генераторов мощностью 220 МВт. Исходя из этих данных выбираем турбогенератор типа: ТФ-220-2У3 [2].

Параметры турбогенератора сводим в таблицу 1

Таблица 1

Номинальные параметры турбогенератора

Тип турбогенератора	Мощность	U статора, кВ	f вращения, Об/мин	Сверхпереходное сопротивление, X“d, о.с.
	S, МВА	Р, МВт
ТФП	200	160	15,75	3000	0,22

Примечание: ТФП-160-2У3 - турбогенератор с непосредственным воздушным охлаждением обмотки ротора и сердечника статора и косвенным охлаждением обмотки статора;

160 - номинальная активная мощность, МВт; 2 - число полюсов; У - для умеренного климата; 3 - для закрытых помещений.



2. Выбор схем электрических соединений

Электрическая схема электроустановки - совокупность машин, аппаратов, ЛЭП и вспомогательных устройств, предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения электроэнергии и преобразования её в другой вид энергии.

2.1 Структурная схема первого и второго варианта

Структурная схема - однолинейная схема, на которой показывается основное оборудование (трансформаторы, генераторы). Эта схема предназначена для расчёта баланса мощности, для выбора числа и мощности трансформаторов и для дальнейшей разработки главной схемы электрических соединений.

Рисунок 1 Структурная схема 1 варианта.

Рассчитаем полную мощность потребителя

Sпотр = ,

Где:

Рпотр - активная мощность потребителя, МВТ;

Cos - коэффициент мощности.

Sпотр = 337 МВА

Определим расход мощности на собственные нужды от каждого генератора.

Sсн = *P_Gном*Кc,

Где:

- расход по СН в %;

Кс - коэффициент спроса;

PGном - номинальная, активная мощность генератора, МВТ.

Sсн_G = *160*0.9 = 11,52 МВА

Рассчет мощности блочного трансформатора

Sрасч.блоч. = SномG-Scн, = 200-11,52 = 188,48 МВА

Рассчитаем мощность через авто трансформатор в нормальном режиме

Sрасч.блоч*nблочн.тр-ров-Sпотр

Где n - число блочных трансформаторов на ВН

Sнр = 188,48*3-337 = 228,44 МВА

Рассчитаем мощность в ремонтном режиме

Sрр = Sрасч.блоч*nблочн.тр-ров-Sпотр

Sрр = 188,48*2-337 = 62,8 МВА

Рисунок 2 Структурная схема 2 варианта

Рассчитаем мощность через авто трансформатор в нормальном режиме

Sнр = 188,48*2-337 = 39,96 МВА

Рассчитаем мощность в ремонтном режиме

Sрр = 188,48*1-337 = 148,52 МВА

2.2 Выбор силовых трансформаторов

Силовой трансформатор - служит для трансформации напряжения проходящей мощности.

Блочный трансформатор:

Принимаем ТДЦ - 200/110 и ТДЦ - 200/220

Выберем автотрансформаторы связи

Так как обмотка на ХХ можно выбрать по формуле:

Sат =

Где:

Smax расч - максимальная проходящая мощность через автотрансформатор;

Кав - коэффициент аварийной перегрузки;

n - число параллельно работающих трансформаторов

Saт1==163 МВА

Применим: АТДЦТН - 200/220/110

Saт2==106 МВА

Применим: АТДЦТН - 125/220/110

Данные выбранных трансформаторов сводим в таблицу 2

Таблица 2

Параметры трансформаторов

Тип автотранс-форматора	Номинальное напряжение, кВ	Потери, кВт	Напряжение К.з.,%	Ток ХХ%
	ВН	СН	НН	Х.Х.	К.З.	ВН - СН	ВН - НН	ВН - СН
					ВН -СН	ВН - НН	ВН-СН
АТДЦТН- 200/220/110	230	121	6,3	105	430	340	310	11	32	20	0,45
АТДЦТН- 125/220/110	230	121	6,6	65	315	280	275	11	45	28	0,4
ТДЦ - 200/220	242	-	15,75	130	-	660	-	-	11	-	0,4
ТДЦ - 200/110	121	-	15,75	170	-	550	-	-	10,5	-	0,5

Примечание:

АТДЦТН - 200/220/110 - автотрансформатор трехфазный трёхобмоточный с дутьём и принудительной циркуляцией масла с регулировкой напряжения под нагрузкой;

200 - номинальная мощность, МВА; 220 - номинальное напряжение высшее, кВ; 110 - номинальное среднее напряжение, кВ.

ТДЦ - 220/220 - трансформатор трехфазный с дутьём и принудительной циркуляцией масла;

220 - номинальная мощность, МВА; 220 - номинальное напряжение, кВ.

2.3 Разработка схем электрических соединений первого и второго варианта

Схема электрических соединений - это схема на которой указано оборудование в виде сопротивлений и коммутационные аппараты в отключенном состоянии [рож].

Согласно Нормам технического проектирования c с учетом числа присоединений и напряжения принимаем схемы;

Для 1 варианта

На 220 кВ - число присоединений =15. Принимаем схему две рабочие секционированные с обходной

На 110 кВ - число присоединений = 11. Принимаем схему две рабочие с обходной.

Достоинства:

1 Ремонт любого выключателя или двух без перерыва питания;

2 Ремонт шин и КЗ на шинах так же без перерыва питания;

3 Надежная;

4 Позволяет расширение.

Недостатки:

1 сложность отстройки РЗА,

2 Оборудование надо выбирать с запасом при условии размыкания кольцевого питания;

3 Дорогая, т.к. выключателей больше, чем присоединений.

Для 2 варианта

На 220 кВ - число присоединений =16.. Принимаем схему две рабочие секционированные с обходной

На 110 кВ - число присоединений = 10. Принимаем схему две рабочие с обходной.

Достоинства:

1 При ремонте выключателей потребитель не отключается;

2 Рабочие системы шин, можно ремонтировать по очереди;

3 Большое количество присоединений;

4 Позволяет расширение.

Недостатки:

1 Сложные оперативные переключения;

2 Дорогая, т.к. выключателей больше, чем присоединений.

3 При КЗ на рабочих системах шин потребитель временно теряет питание на время работ оперативного персонала.

Рисунок 3 Электрическая схема 1 варианта

Рисунок 4 Электрическая схема 2 варианта

2.4 Расчет собственных нужд и разработка схемы

Cобственные нужды - все механизмы вмести с их приводными двигателями, источниками питания внутри станционными электросетями и РУ, а также установками освещения, отопления и оперативного тока входят в комплекс который называется собственные нужды.

На КЭС механизмы разные, принимаем 2 ступени.

U1=6 кВ

1 Определяем расход мощности на СН всей станции:

Sсн =*Руст*Кс

Sсн =*1920*0.9=138,24 МВА

2 Число ТСН равно числу котлов

12ТСН = 12котлов

3 Мощность одного ТСН

Sтсн =

Sтсн ==11,52 МВА

4 Выбираем трансформатор

Подключаем рабочий ТСН отпайкой блочных НН трансформаторов

5 Примем марку рабочего ТСН

Примечание: ТДНС - 16000/20

Uвн =115 кВ

Uнн =6,3 кВ

6 В данной схеме 12 рабочих ТСН так, что выбираем 3 резервных ТСН, подключаем 2 РТСН к обмотке АТ той которая на Х.Х., а третий РТСН к ОРУ-110кВ выполнив для него дополнительные ячейки.

Необходимо выбрать РТСН

Т.к больше 6 блоков необходим 1 ТСН не подключенный но готовый к работе

На каждые 4 рабочих ТСН приходится 1 РТСН поэтому для 12 рабочих ТСН придется 3 РТСН. Мощность РТСН на ступень выше, значит 2 РТСН т.к обмотки НН АТ связи имеют напряжение 6,3кВ, трансформаторы не нужны, сделаем просто 2 отбора мощности третий РТСН присоединим на ОРУ-110

ТРДН-25000/110[ ]

Uвн = 115 кВ

Uнн = 6,3-6,3 кВ

U2 =0,4 кВ

1 Определи расход собственных нужд - 10%

Sсн = 0,1*138,24 = 13,824 МВА

2 Количество ТСН равно количеству котлов

ТСН = 12

3 Мощность ТСН

Sтсн =

Sтсн = = 1,15 МВА = 1150 кВА

4 Подключаем к рабочей секции 6 кВ

5 Выбор ТСН по каталогу но мощность должна быть ? 1000 кВ, значит увеличим число ТСН до 14 штук.

6 Принимаем 4 РТСН аналогичных ТМС-1000/10

7 Подключим РТСН к резерву 6 кВ

8 Соединяем рабочую секцию к резервной

Рисунок 5 Схема собственных нужд



3. Технико-экономическое сравнение вариантов

Выполняется для выбора оптимального варианта, который принимается для дальнейших расчетов.

Наиболее удобен метод определения приведенных затрат:

З=Ен*К+И

Где Ен - нормативный коэффициент эффективности, для энергопредприятий;

К - капитальное вложение в рассматриваемый вариант, Т.руб;

И - ежегодные эксплуатационные издержки, Т.руб.

Капитальное вложение:

К=Кт+Квв,

Где Кт - стоимость силовых трансформаторов, Т.руб;

Квв - стоимость высоковольтных выключателей, Т.руб;

Эксплуатационные издержки:

И=Иа+о+Иэ

Где Иа+о - издержки на амортизацию и обслуживание, Т.руб;

Иэ - издержки от потерь энергии за год, Т.руб;

Иа+о=

Где - отчисление на амортизацию и обслуживание, %.

Иэ=в*?W?

Где в - стоимость Квт/ч, ;

?W? - суммарная потеря активной энергии по варианту, Квт/ч, стоимость оборудования принимается по укрупненным показателям с учетом монтажа. [рож]

3.1 Расчет потерь энергии в трансформаторах

Потери активной энергии за год в двухобмоточном трансформаторе:

?Wт=?Рхх*8760+?Ркз**?

Где ?Рхх и ?Ркз потери мощности хх и кз в МВт;

8760 - число часов в году;

Sрасч.блоч. - мощность проходящая через трансформатор блока, МВА;

Sном - номинальная мощность трансформатора, МВА;

? - условное время максимальных потерь. [2]

Потери активной энергии в автотрансформаторах которые работают с обмоткой НН и ХХ можно рассчитать по упрощенной формуле:

?Wат = n*?Рхх*8760+**?

Где n - число параллельно работающих трансформаторов.

Суммарные потери по вариантам можно определить:

?W?1в=?W*n+?W*m+?Wат1в

?W?2в=?W*n+?W*m+?Wат1в

Где ?W - потери энергии в блочном трансформаторе на ВН, МВт*ч;

n - число блочных трансформаторов на ВН первого варианта;

m - число блочных трансформаторов на СН;

?Wат1и2в - потери энергии в автотрансформаторах.

3.1 Расчет потерь энергии в трансформаторе

ТДЦ 200/220

?Wт = 0,13*8760+0,66**6200=4772,9 МВт*ч

ТДЦ 200/110

?Wт=0,17*8760+0,55**6200=9242 МВт*ч

АТДЦТН 200/220/110

?WАТ=0,105*8760+0,34**6200=2637,8 МВт*ч

АТДЦТН 125/220/110

?WАТ=2*0,065*8760+2*0,25**6200=1684 МВт*ч

Суммарные потери энергии:

?W?1в=4772,9*9+9242*3+2637,8=73319,9 МВт*ч

?W?2в=4772,9*10+9242*2+1684=63124 МВт*ч

Сравнение вариантов

Иа+о1в=*6454=600,2

Иа+о2в=*9800=607,4

Иэ1в=0,6*733,19=439,9

Иэ2в=0,6*631,24=378,744

З1в=0,12*6454+1040=1814,4

З2в=0,12*6532+986=1769,8



Таблица 4

Экономические показатели

Тип оборудования	Стоимость единицы, т.р.	Варианты
		1 вариант	2 вариант
		количество	Общая стоимость, т.р.	количество	Общая стоимость, т.р.
Тип трансформаторов: ТДЦ - 200/220	290	9	2610	10	2900
ТДЦ - 125/110	180	3	540	2	360
АТДЦТН - 200/220/110	316	2	632	2	632
АТДЦТН - 125/220/110	270	2	540	2	540
Ячейка выключателей, UВН	280	15	4200	16	4480
Ячейка выключателей, UСН 110 220	78 32	22 13	1716 416	22 12	1716 384
Капитальные затраты			6454		6532
Отчисления на амортизацию и обслуживание Иа=(ба+б0)*(К/100)			600,2		607,4
Стоимость потерь электроэнергии; в=0,2. СП= в*?W*10-5			439		378,09
Годовые эксплуатационные издержки: И= Иа+Иэ			1040,11		986
Расчётные затраты: З=0,12*К+ И			1814,4		1769,8

Примечание:

Для дальнейших расчетов принимаю схему 2 варианта, т.к. меньше капиталовложения и расчетные данные.

4 Расчет токов короткого замыкания

Расчёт токов К. З. производится для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки установок РЗА.

4.1 Расчетная схема электроустановки

Расчётная схема электроустановки - схема установки с указанием всех элементов и их параметров, которые необходимы для расчётов токов короткого замыкания.

Рисунок 6 Расчетная схема электроустановки

4.2 Схема замещения электроустановки

Схема замещения электроустановки - это электрическая схема, в которой все элементы представлены индуктивными сопротивлениями - Х, а источники ЭДС - Е.

Рисунок 7 Схема замещения электроустановки

4.3 Расчет сопротивлений в именованных единицах

Uб =Uсрк = 115 кВ

Х1=Хс*Х()

Х1=0,4*

Х2=Х3=Х4=Х5=Хл=Худ*L*

Х2=Х3=Х4=Х5=Хл=0,4*400*

Х6-15= =

Х20-29 =Х"d*

Х20-29 = 0,22* = 14,5 Ом

Х16-17= *

Х16-17= * = 7,2 Ом

Х18-19 =()* ()

Х18-19 =()* () = 6,9 Ом

Х30-31= Х"d* 0,22* = 14,5 Ом

Упростим схему

Х32 =

Х32 = = 10 Ом

Х33 =

Х33 = = 2,17 Ом

Х34 =

Х34 = = 3,6 Ом

Х35 =

Х35 = = 10,7 Ом

Схема упростилась и приняла вид

Рисунок 8 Упрощенная схема замещения

Хэкв =

Хэкв ==1.7Ом

С1=

С1 ==0,21

С2=

С2==0,78

Проверка

С1+С2?1

С1+С2=0,21+0,78=0,89?1

Хпром.рез.=Хэкв+Х30

Хпром.рез.=2,1+3,6=5,7 Ом

Хрез.С =

Хрез.С==27,1 Ом

Хрез.G1-10 =

Хрез.G1-10 ==36,87.Ом

Схема упростилась и приняла вид

Рисунок 9 Упрощенная схема замещения

ХрезG1-12 =

ХрезG1-12 == 4,3 Ом

Схема приняла вид

Рисунок 10 Упрощенная схема замещения

Расчет токов КЗ ведем в табличной форме

Таблица 5

Расчет токов КЗ

Токи КЗ	К1
Источники	С	G1-10
Среднее напряжение Uср, кВ	115
Sном источника, МВТ	5000	2400
E	1	1,13
Результирующее Хрез	27,1	4,3
Iпо= кА	2,45	17,5
iуд=Iпо**Ку, кА	5,57	48,66
Ку/Та	1,608/0,02	1,965/0,26
iат=*Iпо*, кА	0,014	16
t=tотк+tрз	0,11	0,11
Int=Y*Iпо	2.45	16,6
Y - по кривым	1	0,95
Iном=Sном*n/*Uср, кА	-	1.5
Iпо/ Iном	-	12

Таблица 6

Суммы токов КЗ

Точки К.З.	,кА	Источники ЭДС	Iуд,кА	Iat,кА	Iпо,кА	Int,кА
K1	115	С,G1-12	54,17	16,014	20	19



5. Выбор оборудования и токоведущей части

Выбор осуществляется для наиболее загруженной цепи, которой является цепь автотрансформатора.

== 0,99кА= 990 А

= = 1,042кА=1042 А

5.1 Выбор выключателей и разьеденителей

Выключатель - коммутационный аппарат, предназначенный для коммутации цепей в нормальном и аварийном режиме.

Разьеденитель - коммутационный аппарат, предназначенный для отключения бестоковых и малотоковых цепей.

Таблица 7

Выбор выключателей и разьеденителей

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель типа ВГБУ-110/40/2000У1	Разъединитель типа РГ-110/2000У1
1 по напряжению установки Uуст?Uном
Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ	Uном = 110 кВ
2 по длительному току Iнорм?Iном; Imax?Iном
Iнорм = 990 А Imax = 1048 А	Iном = 2000 А	Iном = 2000 А
3 по отключающей способности а) Int?Iотк.ном
Int = 19 кА	Iотк.ном = 40 кА	-
б) iat?*вн*Iотк.ном/100
Iat=16,014 кА	Iоткл = 22,6 кА	-
4 на электродинамическую стойкость Iу?iдин; Iпо? Iдин; Iу?Iпр
Iуд = 54,17 кА Iпо=20 кА	Iдин = 102 кА Iдин = 40 кА	- Iпр = 100 кА
5 на электротермическую стойкость Вк расч?Вк зав
Вк расч = 126	Вк зав = 4800	Вк зав = 4800

Примечание

ВГБУ - 110/2000/40/У1 - выключатель элегазовый, баковый; 110 - номинальное напряжение, В; 2000 - номинальный ток, А; У - для умеренного климата; 1 - для ОРУ; 40 - ток отключения, кА.

РГ-110/2000 У1 - разъединитель, горизонтально-поворотного типа; 110 - номинальное напряжение, В; 2000 - номинальный ток, А; У - для умеренного климата; 1 - для ОРУ.

5.2 Выбор трансформатора тока и разработка схемы подключения приборов

Трансформатор тока - предназначен для понижения тока до 1 или 5 А, для подключения приборов и РЗ и А и для отделения первичной цепи от вторичной.

Таблица 8

Выбор трансформатора тока

Расчетные данные	Каталожные данные
	Трансформатор типа ТГФ - 220У1
1 по напряжению Uуст?Uном
Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ
2 по току Iнорм?I1ном; Imax?I2ном
I норм = 990 А Imax = 1042 А	I1ном = 2000 А I2ном = 5 А
3 по классу точности 1
4 на термическую стойкость Вк расч?Вк зав
Вк расч= = 202*(0,55+0,26) = 126	Вк зав =тер*tтер =*3 = 7500
5 на динамическую стойкость iуд?iдин
iуд=54,17 кА	Не проверяется т.к.встроенный
6 по сопротивлению вторичной нагрузки r2 расч?r2 ном
r2 расч=0,77 Ом	r2 ном = = = 2 Ом

Примечание

Наиболее сложный выбор трансформатора тока по 6 пункту, т.е. по сопротивлению вторичной нагрузки, необходимо сделать расчет:

1 r₂ расч = r приб + r конт + r пров;

2 r приб = = = 0,02 Ом;

Таблица 9

Вторичная нагрузка трансформатора тока

Приборы	Тип прибора	Потребляемая мощность, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э - 335	0,5	0,5	0,5
Итого		0,5	0,5	0,5

Рисунок 11 Схема подключения приборов 1

3 r конт = 0,05 если до 3 приборов

4 r пров = r₂ ном - r приб - r конт

r пров = 2-0,02-0,05 = 1,93 Ом

5 q == = 0,9

6 округляем до стандартного и завышаем до 2,5 мм, согласно ПУЭ принимаем КВВГ - 2,5 - кабель контрольный с хлоридовой изоляцией и обмоткой с медными жилами.

7 r дей.пров === 0,7.Ом

8 r₂ расч = r приб+r конт+r пров = 0,02+0,05+0,7=0,77.Ом

5.3 Выбор трансформатора напряжения и разработка схемы подключения приборов

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100 В, для приборов и реле, а так же для отделения первичных цепей от вторичных.



Таблица 10

Выбор трансформатора напряжения

Расчетные данные	Каталожные данные
	Трансформатор типа 3НОГ-М-110У1
1 по напряжению Uуст?Uном
Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ
2 по классу точности 0,5
3 по мощности вторичной нагрузки S2расч?S2ном
S2расч = 255,08 ВА	S2ном = 400 ВА

Примечание

3НОГ-М-110У1 - трансформатор напряжения однофазный, газовый, трехобмоточный; 110 - номинальное напряжение, В; У - для умеренного климата; 1 - для ОРУ.

Таблица 11

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	S обм, ВА	Число обмоток	Число приборов	Общая мощность, ВА
Цепь линии - 220 кВ
Ваттметр	Д-335	1,5	2	6	18
Варметр	Д-335	1,5	2	6	18
ФИП	НШФ-3С	10	1	6	80
Счётчик активной энергии	САЗУ-И670И	2,67	2	6	32,04
Счётчик реактивной энергии	СРЧУ-И676	2,67	2	6	32,04
Цепь АТ
Ваттметр	Д335	1,5	2	2	6
Варметр	Д335	1,5	2	2	6
Сборные шины
2 частотомера	Э-362	1	1	2	2
2 вольтметра	Э-335	2	1	2	2
Синхроноскоп	Э-327	10	1	1	10
Вольтметр с переключением для измерения 3-х между фазных напряжений	Э-335	2	1	1	4
Осциллограф	ОЩС3-01	10	1	2	20
Вольтметр (регистр)	Н-395	10	2	1	20
Ваттметр (регистр)	Н-394	10	1	1	10
Частотомер (регистр)	Н-397	7	1	1	7
Цепь обходного выключателя
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	3
Варметр	Д-335	1,5	2	1	3
Счётчик активной энергии	САЗУ-И670И	2,67	2	1	5
Счётчик реактивной энергии	СРЧУ-И676	2,67	2	1	5
ФИП	ИМФ-30	10	1	1	10
					?=2550,8

Рисунок 12 Схема подключения приборов 2

5.4 Выбор токоведущих частей и изоляторов

В качестве ошиновки на ОРУ - 110 принимаем сталеалюминевые провода подвешенные через полимерные изоляторы.

Выбор ТВЧ осуществляется

1 По длительно допустимому току

Imax?Iдоп

1042А?1050А

Принимаем провод АС - 600/72

?=33,2 мм

r₀₌16,6=1,66

2 Проверка по термическому действию

Можно не проверять, т.к. гибкие и выполнены открытые. [2]

3 По электродинамическому воздействию Iкз

Проверять не надо, но если iуд>50кА, нужно проверить на схлестывание.

4 Проверка по условиям коронирования:

а. Определяем начальную напряженность электрического поля:

Е₀=30,3m(1+)

Е₀₌30,3*0,82(1+)=29,8 кВ/cм

б. Определим действительную напряженность:

Е =

E = = 9,9кВ/см

D = 300

Dср = 1,26*300 = 378 см

в. Произведем сравнение:

1,07*E?Eо*0,9

10,6 кВ/см ? 26,82 кВ/см

Условие выполняется, провод выбран верно.

Принимаем линейный подвесной полимерный изолятор

ЛК70/220АIV [рож] - Л - линейный; К - с защитной обмоткой; 70 - минимальное разрушающее усилие на изгиб (30 лет),кН; 220 - номинальное напряжение, кВ; АIV - категория исполнения по степени загрязнения атмосферы.



6. Описание конструкции ОРУ - 220

Распределительное устройство, расположенное на открытом воздухе, называется открытым распределительным устройствам (ОРУ), как правило, РУ на напряжение 220кВ сооружаются открытыми. ОРУ должны обеспечить надёжность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления. Расстояние между ТВЧ и от них до различных элементов ОРУ должно выбираться в соответствии с требованиями ПУЭ. Все аппараты ОРУ располагаются на невысоких железобетонных основаниях. По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Шины могут быть гибкими из многопроволочных проводов или из жестких труб. Кабели оперативных цепей, цепей управления и релейной защиты прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках, подвешенных к конструкциям ОРУ.

ОРУ должно быть ограждено.

ОРУ имеют следующие преимущества перед ЗРУ

1 Легче выполнять расширение и реконструкцию

2 Все аппараты доступны для наблюдения

В тоже время ОРУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и ненастье, занимают значительную площадь.

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



Список использованной литературы

1. Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Р 63 Электрооборудование станций и подстанций. Энергия, 1980. 600 с.

2. Правила устройства электроустановок. 6е изд. с изм. И доп. М.: Госэнергонадзор, 2003.

3. Нормы технологического проектирования тепловых станций. М: НИИ Теплоэнерго проект, 2005.

4. Нормы технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ, -3-е изд., переработ. и доп. № 13865. Т.1. М.: ВГПИ и НИИ Энергосеть проект, 2003.

5. Нормы технологического проектирования гидроэлектростанций. М: Гидропроект, 1977.

6. Типовые схемы принципиальных электрических распределительных устройств напряжением 6-750 кВ и указания к их применению. №14198. Т.1. М.: Энергосеть проект, 2005.

7. Типовой проект 407-03-334-83. Открытые и распределительные устройства. Л.: Сев.-Зап. Отделение Энергосетьпроекта, 1983.

8. Справочник по электроустановкам высокого напряжения / под ред. И.А. Баумштейна, С.А. Баженова. 3 е изд., перераб. И доп. М.: Энергоатомиздат, 1989.

Размещено на Allbest.ru