Содержание
1.Введение
2.Выбор генераторов
3.Выбор двух вариантов схем проектируемой электростанции
.Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции
5.Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции
.Выбор и обоснование упрощённых схем распределительных устройств разных напряжений
.Выбор схемы собственных нужд (СН) и трансформаторов собственных нужд
.Расчёт токов короткого замыкания
9.Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей
10.Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
.Описание конструкции распределительного устройства
Выводы
Список литературы
1. Введение
В настоящее время электроэнергетика является наиболее устойчиво работающим комплексом белорусской экономики, а предприятия отрасли обеспечивают эффективное, надёжное и устойчивое энергоснабжение потребителей республики без серьёзных аварий.
В полной мере удовлетворены растущие потребности республики в электрической и тепловой энергии. Так, в нынешнем году ожидаемое потребление электроэнергии и тепла по республике увеличится соответственно на 1,5% и 6%. Адекватно возрастает выработка собственной электроэнергии, которая достигает 26,1 млрд. кВт.ч, и отпуск тепла в количестве 35,6 млн. Гкал. В 3,2 раза увеличится экспорт электроэнергии и достигает 740 млрд. кВт.ч.
Предполагается, что потребление электроэнергии в республике к 2020 году вырастет до 41 млрд. кВт.ч, уровень потребления тепловой энергии составит 84 млн. Гкал. Прогнозируемая потребность в электрической и тепловой энергии определена на основании прогноза валового внутреннего продукта с учетом реализации энергосберегающей политики.
Дальнейшее развитие Белорусской энергосистемы должно осуществляться за счёт комплексного решения экономических, организационных и технических задач.
Основная цель реструктуризации в электроэнергетике заключается в создании действенного, конкурентного экономического механизма сокращения производственных затрат и в улучшении инвестиционного климата в электроэнергетике.
2. Выбор генераторов
В соответствии с заданием на курсовой проект на проектируемой КЭС-1000 необходимо установить 5 турбогенератора мощностью по 200 МВт каждый. Выбираем турбогенераторы типа ТВВ-200-2, технические данные заносим в таблицу 1.1.
Таблица 2.1. Технические данные турбогенераторов типа ТВВ-200-2
Тип т/гn, об/минНоминальные значенияХ"d отн. ед. Сист. возбуж- денияОхлаждение обмотокS, МВ?АСos jI статора, кАU статора, кВКПД, % %сСта- торарРо- тораТВВ-200-230002350,858,62515,7598,60,191ВЧ, ТННВНВР
Турбогенераторы типа ТВВ-200-2 выполняются с непосредственным охлаждением обмоток ротора водородом и статора дистиллированной водой с заполнением корпуса статора водородом.
. Выбор двух вариантов схем проектируемой электростанции
Мощность на проектируемой станции выдаётся на двух напряжениях: 330 кВ и 110 кВ. Нагрузка на стороне 110 кВ выдается по 4 линиям. Нагрузка каждой составляет: Pmax = 45 МВт, Pmin = 43 МВт, коэффициент мощности cosj = 0,86, время использования максимума нагрузки Тmax = 5400 ч. Вся остальная мощность выдаётся в энергосистему на стороне 330 кВ по 3 воздушным линиям.
С учётом распределения нагрузки между напряжениями намечаем следующие варианты структурных схем (рис. 3.1 и рис.3.2):
W1 W3 W1 W4
Т1 Т2 Т3 Т4 Т5
АТ2 АТ1
3×200 МВт 2×200 МВт
Рис. 3.1 Схема выдачи мощности. Вариант 1
W1 W3W1 W4
Т1 Т2 Т3 Т4 Т5
АТ2 АТ1
4×200 МВт 200 МВт
Рис. 3.2 Схема выдачи мощности. Вариант 2
В первом и втором варианте питание потребителей, подключенных к ОРУ - 110 кВ, осуществляется турбогенераторами, а избыток мощности через автотрансформаторы связи передаётся на ОРУ - 330 кВ. В аварийном режиме или в случае ремонта турбогенератора, питание потребителей, подключенных к ОРУ - 110 кВ, осуществляется через автотрансформатор связи.
. Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции
Расход на собственные нужды принимаем равным 7% от установленной мощности.
Мощность блочных трансформаторов выбираем по формуле:
? ,
где и - номинальная мощность и номинальный коэффициент мощности генератора; и - мощность и коэффициент мощности собственных нужд.
Для блоков с генераторами мощностью 200 МВт:
? = 235 - 16 = 219 МВ?А.
Выбираем трансформаторы типа ТДЦ - 250000/330 и ТДЦ -250000/110.
Номинальные параметры трансформаторов заносим в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 Номинальные параметры трансформаторов
Тип трансформатораSном, МВ?АНапряжение обмотки, кВПотери, кВтUк, %Iх, %ВНННРхРкТДЦ-250000/33025034713,8214605110,5ТДЦ-250000/11025012113,820064010,50,5ТДЦ - трёхфазный трансформатор с дутьём и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители.
Мощность автотрансформаторов выбирается по максимальному перетоку между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения, который определяется по наиболее тяжёлому режиму. Расчётная мощность определяется для трёх режимов: максимальная, минимальная нагрузка СН и отключение энергоблока, присоединённого к шинам СН при максимальной нагрузке потребителей. По наибольшей расчётной мощности выбирается номинальная мощность автотрансформатора с учётом допустимой перегрузки.
Выбор автотрансформаторов связи:
?
Определяем расчётную нагрузку на АТ связи для варианта 1:
? ,
где и - максимальная нагрузка и коэффициент мощности потребителей на шинах 110 кВ, = 0,86;
? = 470,6 - 32,9 - 209,3 = 228,7 МВ?А;
? ,
где - минимальная нагрузка потребителей на шинах 110 кВ;
? = 470,6 - 32,9 - 200 = 238 МВ?А;
?
? =235,29 - 16,47 - 209,3 = 9,52 МВ?А;
? = 170 МВ?А.
Выбираем группу из двух трёхфазных автотрансформаторов типа АТДЦТН-200000/330/110 кВ.
Определяем расчётную нагрузку на АТ связи для варианта 2:
? = 235,29 - 16,47 - 209,3 = 9,52 МВ?А;
? = 235,29 - 16,47 - 200 = 18,82 МВ?А;
? = 0 - 0 - 209,3 = -209,3 МВ?А;
? = 149,5 МВ?А.
Выбираем группу из двух трёхфазных автотрансформаторов типа АТДЦТН-200000/330/110 кВ.
Таблица 4.2 Номинальные параметры автотрансформаторов
Тип авто-трансфор-матораSном,МВ?АНапряжениеобмотки, кВПотери, кВтUк, %Iх, %АТобмотки ННВНСНННРхРкВ-СВ-НС-НВ-СВ-НС-НАТДЦТН-200000/330/1102008033011538,515556030021010,538250,45
АТДЦТН - трёхфазный автотрансформатор с дутьём и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители, трёхобмоточный, с регулированием напряжения под нагрузкой.
. Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции
Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат.
З =?К+И=min,
где = 0,12 - нормативный коэффициент экономической эффективности;
К - капитальные вложения на сооружения электроустановки, тыс. руб.;
И - годовые эксплуатационные расходы, тыс. руб.
Годовые эксплуатационные расходы складываются из расходов на амортизацию и потерь энергии.
И = ,
где = 8,4% - отчисления на амортизацию и обслуживание, %; - потери энергии в трансформаторах, кВт?ч; b - стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии, b = 1,7?руб/кВт·ч.
Потери энергии в блочных трансформаторах:
= .
где и - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт; - максимальная нагрузка трансформатора, МВ?А; Т - продолжительность работы трансформатора, Т=8760 ч; - продолжительность максимальных потерь, определяется по кривой [1, рис. 5.6., с. 396] в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки.
При = 5400 ч ? = 3900 ч.
Стоимость и потери энергии в автотрансформаторах при расчётах не учитываем.
Таблица 5.1 Капитальные затраты по вариантам
ОборудованиеСтоимость единицы, тыс. руб.Варианты? вариант?? вариантКоличество единиц, шт.Общая стоимость, тыс. руб.Количество единиц, шт.Общая стоимость, тыс. руб.Блочные трансформаторы ТДЦ-250000/330 316394841264Блочные трансформаторы ТДЦ-250000/110 25725141257Ячейка ОРУ-330 кВ170122040142380Ячейка ОРУ-110 кВ3282567224Итого37584125
Коэффициент выгодности АТ: = = 0,65
Потери мощности в блочных трансформаторах:
= = 38,52?кВт?ч;
= = 38,44?кВт?ч;
Исходя из этого приведённые затраты для первого варианта:
тыс.руб./год.
Исходя из этого приведённые затраты для второго варианта:
тыс.руб./год.
Определим наиболее экономичный вариант:
Так как >, то выбираем вариант 1, имеющий меньшие приведённые затраты, и используем его в дальнейших расчётах.
. Выбор и обоснование упрощённых схем распределительных устройств разных напряжений
Для РУ 330 кВ и РУ 110 кВ при числе присоединений 7 и более применяется схема с двумя рабочими и одной обходной системой сборных шин. Обе рабочие системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений (линии и трансформаторы равномерно распределены между секциями, шиносоединительный выключатель включён).
Обходная система шин предназначена для замены любой вышедшей из строя рабочей шиной, а также для возможности ревизии и ремонтов выключателей без перерывов питания.
Обходные выключатели предназначены для соединения обходной системы шин с рабочими, а также ими можно заменить выключатель любого присоединения.
Достоинствами этой схемы являются надежность, гибкость, а также возможность вывода в ремонт любого выключателя в ремонт без отключения присоединений.
Однако эта схема обладает и рядом недостатков:
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 РУ;
необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.
. Выбор схемы собственных нужд (СН) и трансформаторов собственных нужд
Нормальная работа электростанций возможна только при надёжной работе механизмов с.н., что возможно лишь при надёжном электроснабжении их. Потребители с.н. относятся к потребителям первой категории. В системе с.н. применяется напряжение 6 кВ. Распределительное устройство с.н. выполняется с одной секционированной системой шин. Количество секций 6 кВ для блочных КЭС принимается: две на каждый энергоблок (при мощности энергоблока более 160 МВт).
Каждая секция присоединяется к рабочему трансформатору с.н. (ТСН).
Рабочие трансформаторы с.н. (ТСН) присоединяются отпайкой от энергоблока. Мощность этих трансформаторов:
= = 16,28 МВ?А
Принимаем в качестве рабочих ТСН трансформаторы типа ТДНС-25000/35 кВ.
Резервное питание секций с.н. осуществляется от резервных магистралей, связанных с пускорезервным трансформатором с.н. (РТСН). Согласно ([4] п.2.5.1), если в схемах энергоблоков не установлены генераторные выключатели, то число РТСН принимается два - при трёх и более 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 ([5], п.2.8).
Один резервный трансформатор с.н. присоединяем к шинам РУ 110 кВ и принимаем трансформатор типа ТРДН-25000/110, а второй РТСН - к обмотке НН автотрансформаторов связи и принимаем трансформатор типа ТРДНС-32000/15.
Номинальные параметры трансформаторов собственных нужд заносим в таблицу 7.1.
Таблица 7.1 Номинальные параметры трансформаторов собственных нужд
Тип трансформаторовНоминальное напряжение, кВПотери, кВт Uк, % Iх, %ВНННPхPкТРДНС-25000/3515,756,3-6,32511510,50,65ТРДНС-32000/1515,756,3-6,32914512,70,6ТДН-25000/1101156,3-6,32512010,50,65
8. Расчёт токов короткого замыкания
340кВ
Рис. 8.1 Электрическая схема замещения
Расчёт токов КЗ в точке К1:
Задавшись базовой мощностью Sб=1000 МВ?А, определяем параметры схемы замещения:
Система: = 2?= 0,91;
Линии: ; ===0,325?190?=0,53;
Трансформаторы и автотрансформаторы:
= ; === = 0,44; == = 0,42;
== = 0,59; == = 0;
Генераторы:
; ====== 0,81;
Путём последовательных преобразований упростим схему замещения для точки К1:
Х1-4=0,91+0,53/3=1,01;
Х11-18=0,59/2+0+0,42/2+0,81/2=0,91;
Х5-10=0,44/3+0,81/3=0,42;.
К1
340кВ
Рис. 8.2 Результирующая схема для точки К1
Начальное значение периодической составляющей тока по ветвям:
Iпо=, где - базисный ток, кА;б== 1,7 кА.
Значения токов по ветвям:
Система: Iпо== 1,13кА;
Генераторы: Iпо = = 2,11 кА;
Суммарный ток КЗ в точке К1: Iпо,к1 = 1,13+ 2,11 = 3,24 кА.
Из таблицы 3.8 [1] установим значения ударных коэффициентов по ветвям схемы и определим ударные тока.
Система: kу = 1,78, iУ== = 2,84 кА;
Генераторы: kу = 1,965, iУ = ?2,11?1,965 = 5,87 кА;
Суммарный ударный ток для точки К1: iУ,к1 = 2,84 + 5,87 = 8,71 кА.
Таблица 8.1 Результаты расчета токов КЗ
Место поврежденияМощность ветви, МB*АХрезIб, кАIпо, кАkуiу, кАТа, сШины 330 кВSс=22001,11,71,131,782,840,04Sг=7050,912,111,9655,870,26Итого в точке К11,73,248,71Шины 110 кВSс=22001,15,024,621,60810,50,02Sг=4700,2513,781,96538,30,26Итого в точке К25,0218,448,8
. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей
Расчётный ток продолжительного режима в цепи блока генератор - трансформатор определяется по наибольшей электрической мощности генератора:
Iнорм = Imax = 412А.
Расчётные токи КЗ принимаем по таблице 8.1. с учётом того, что все цепи на стороне 330 кВ проверяются по суммарному току КЗ на шинах.
Выбираем по[1,Таблица П4.4., с. 630] элегазовый выключатель типа ВГУ-330Б-40/3150 и разъединитель типа РНД-330-3200.
Определяем номинальные токи по ветвям, приведенные к той ступени напряжения, где находится точка КЗ.
= 3,74 кА;
= = 1,2 кА;
= 0,303 < 1 => = = 1,13 кА,
где t - расчётное время, для которого требуется определить токи КЗ:
t=tc,в +0,01= 0,025 + 0,01 = 0,035 с.
Апериодическая составляющая тока КЗ:
iat,c=?Ino,c?e-t/Ta=·1,13 ·е-0,035/0,04=0,67 кА.
= 1,76, по кривым (1,рис.3,26) находим 98=> = 0,98?2,11 = 2,07 кА.
Апериодическая составляющая тока КЗ:
iat,г =·2,11 · е-0,035/0,26=11,09 кА.пt,к1 = 1,13 + 2,07 = 3,2 кА; iаt,к1 = 11,09 + 0,67 = 11,75 кА.
Все расчётные и каталожные данные по выбору аппаратов сводим в таблицу 9.1.
Таблица 9.1 Расчётные и каталожные данные
Условия выбораРасчётные данныеКаталожные данныеВыключатель ВГУ-330Б-40/3150Разъединитель РНД-330/3200UУСТ£UНОМ330 кВ330 кВ330 кВImax£IНОМ412 А3150 А3200 АInt£Iотк.НОМ3,2 кА40 кА-iat£iа,НОМ11,75 кА ?Iотк.НОМ×
×=×40×=
=25,456 кА-IПО£IДИН3,241 кА40 кА-iУ£iДИН8,71 кА102 кА160 кАB£I2Т?tТI2no·(tотк+Та)= =3,2412·(0,26+0,2)= =4,83 кА2 с402?2= =3200 кА2?с632?2= =7939 кА2?с
Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения: Iнорм = Imax = 412 А.
По таблице 3.3 [1] принимаем два провода в фазе марки АС-2×240/56, qфазы = 2×240 мм2, d=2×24 мм, Iдоп=2?610=1220 А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами Д=450 см.
Выбранный провод на термическое действие не проверяем так как шины выполнены голым проводом на открытом воздухе.
Проверку на схлестывание не проводим, так как Iпо<20 кА.
Проверка по условию коронирования.
Начальная критическая напряженность:
,
где m-коэффициент учитывающий шероховатость провода, принимаем напряженность вокруг провода 0,82.
= 33,42 кВ/см
Напряженность вокруг провода:
,
где k- коэффициент, учитывающий число проводов в фазе, k = 1 + 2? , rэкв- эквивалентный радиус расщепленных проводов [1, Т4.6], а- расстояние между проводами в фазе, U - линейное напряжение, кВ, D - расстояние между соседними фазами, D=450 см.
= 28,56 кВ/см.
Условие проверки: 1,07E ? 0,9Eo
1,07E = 1,07?18,97 = 30,06 кВ/см ? 0,9Eo = 0,9?33,42 = 30,08 кВ/см.
Таким образом, провод АС-2×240/56 по условию короны проходит.
Токоведущие части от выводов 330 кВ блочного трансформатора до сборных шин выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока jэ = 1,0 A/мм2 (таблица 4.5 [1]).
мм2.
Выбираем по табл. П.3.3 [1] провод марки 2хАС-240/56, Iдоп = 1220 А.
Проверяем провода по допустимому току: max = 412А < Iдоп = 1220 А.
Проверку на термическое действие не производим, так как шины выполнены голым проводом на открытом воздухе.
Проверку на схлестывание не проводим, так как Iпо<20 кА.
На корону ошиновку не проверяем, так как провод 2хАС-240/56, как показано выше, не коронирует.
Выбор комплектного токопровода
От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполнены комплектным пофазно - экранированным токопродом.Выбираем ТЭНЕ-20/7200-300 Т1 на номинальное напряжение 20 кВ,ноиінальный ток 7200А, электродинамическую стойкость главной цени 300 кА.
Проверяем токопровод.
По нагреву:ImaxIном
По динамической стойкости: iyiдин
Наибольший ток в цепи генератора:норм = Imax = 7141 А=7141 A<Iном=7200 A=260kA<iдин=300 kA.
. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
~
Рис. 10.1 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
По таблице П4.5[1] выбираем трансформаторы тока наружной установки 330 кВ и 110 кВ типа ТОГ-330У1.
Таблица 10.1 Расчётные и каталожные данные
Расчётные данныеКаталожные данныеUуст=330 кВUном=330 кВImax=412 АIном1=1000 АiУ=19 кАiдин=161 кА Bк=22,54 кА2?сIт2?tт=632?1=3969 кА2?сZ2p=4,65 ОмZ2НОМ=30 Ом
ТОГ-330У1 - трансформаторы тока опорного типа в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией с первичной и вторичной обмотками, выполненными в виде звеньев; трансформатор имеет один магнитопровод с обмоткой класса 0,5 и три магнитопровода для релейной защиты класса 10Р.
Для проверки ТА по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения рис.10.1 и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора.
Таблица 10.2 Вторичная нагрузка трансформатора тока
ПриборТипНагрузка фаз, ВААВСАмперметрЭ-3350,50,50,5ВаттметрД-3350,5-0,5ВарметрД-3350,5-0,5Счётчик активной энергииИ-8291,0-1,0Счётчик реактивной энергииИ-8301,0-1,0Итого3,50,53,5
Рис. 10.2 Схема включения контрольно-измерительных приборов
Из табл. 10.2 и рис. 10.2 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С. Общее сопротивление приборов:
ПРИБ = Sприб/I22,
где Sприб - мощность, потребляемая приборами, В?А, I2 - вторичный номинальный ток прибора, I2=5 А.
rПРИБ = 3,5/12=3,5 Ом.
Допустимое сопротивление проводов:
ПР=Z2НОМ-rПРИБ-rК,
где rК - сопротивление контактов, принимается 0,05 Ом при двух-трёх приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов.ПР=30 -3,5-0,1=26,4 Ом.
Принимаем медный кабель, ориентировочная длина l=150 м, трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому l=lрасч,
тогда сечение соединительных проводов:
q,
где lрасч - расчётная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, м, - удельное сопротивление материала провода, для медных проводов = 0,0175 Ом?мм2/м.
= 0,099 мм2.
Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 мм2.
2,р = +0,26 + 0,1 = 0,8 Ом.
Выбираем трансформаторы тока типа ТВТ-330-I-600/1.
Таблица 10.3 Расчётные и каталожные данные
Расчётные данныеКаталожные данныеТВТ-330-I-600/1Uуст=330 кВUном=330 кВImax=412 АIном=600 АiУ=19 кАне проверяютBк=22,54 кА2?сIт2?tт=242?1=576 кА2?сZnp=1,6 ОмZ2НОМ=30 Ом
Таблица 10.4 Вторичная нагрузка трансформатора тока
ПриборТипНагрузка фаз, ВААВСАмперметрЭ-3350,50,50,5Итого0,50,50,5
Рис. 10.3 Схема включения контрольно-измерительных приборов
Из табл. 10.4 и рис. 10.3 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.
Общее сопротивление приборов: rПРИБ = 1,5/12=0,5 Ом.
Допустимое сопротивление проводов: rПР=30-1,5-0,05=29,45 Ом.
Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому l=lрасч, тогда сечение соединительных проводов: q= 0,089 мм2.
Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 мм2.
2,р = +0,5 + 0,05 = 1,6 Ом.
Выбираем трансформаторы тока типа ТШЛ 20-8000/5, установленные в цепи генератора.
Таблица 10.5 Расчётные и каталожные данные
Расчётные данныеКаталожные данныеТШЛ 20-8000/5Uуст=20 кВUном=20 кВImax=7141 АIном=8000 АiУ=410,4 кАне проверяютBк=52248 кА2?сIт2?tт=242?1=102400 кА2?сZnp=1,02 ОмZ2НОМ=1,2 ОмТаблица 10.6 Вторичная нагрузка трансформатора тока
ПриборТипНагрузка фаз, ВААВСАмперметрЭ-3350,50,50,5 ВаттметрД-3350,50,5 ВарметрД-3350,50,5Счётчик активной энергииИ-6702,52,5Амперметр рег.Н-39410Ваттметр рег.Н-3940,50,5 Датчики:Активной мощностиЕ-8291,01,0Реактивной мощностиЕ-8301,01,0Итого 16 10,5 16
Из табл. 10.6 и рис. 10.4 видно, что все фазы загружены равномерно.
Общее сопротивление приборов: rПРИБ = 16/52=0,64 Ом. Допустимое сопротивление проводов: rПР=1,2-0,64-0,1=0,46 Ом. Сечение соединительных проводов: q== 1,52 мм2.
Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 мм2.
Z2,р = +0,64 + 0,1 = 1,02 Ом.
Выбираем трансформаторы напряжения на сборных шинах 330кВ.
Перечень необходимых измерительных приборов принимаем на таблице 4.11[1].Выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-М-330У1,
Uном=330/ кВ, S2ном=400 В*А в классе точности 0,5.
Таблица 10.7 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
ПриборТипМощность 1-ой обмотки, ВАЧисло обмотокcosjsinjЧисло приборовОбщая потребл. мощностьР, ВтQ, варСборные шиныВольтметрЭ-335211036Частотомер рег.Н-397711017Вольтметр рег.Н-39410110110Ваттметр рег.Н-39510210120ЧастотомерЭ-362111022СинхроноскопН-39710-10110Итого55-
S2расч = = 55 В?А < S2ном = 3?400 = 1200 В?А.
Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5. Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель типа КВВГнг с сечением 1,5 мм2 по условию механической прочности.
Выбираем трансформаторы напряжения установленные в цепи генератора ТВВ-200 типа 3хЗНОЛ. 06-20У3 Uном=220/?3 кВ и S2ном=75 В?А в классе точности 0,5.
Рис. 10.5. Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения
ПриборТипМощность 1-ой обмоткиЧисло обмотокcos sin Число приборовОбщаяP,ВтQ,вар ВольтметрЭ-335211012ВаттметрД-3351,521026ВарметрД-3351,521013Датчики:ЧастотомерЭ-362111022Ваттметр рег.Н-39410210120Счетчик активной энергии И-680220,380,925149,7Активной мощностиЕ-8291010110Реактивной мощностиЕ-8301010110Итого579.7
S2расч = = 55 В?А < S2ном = 3?400 = 1200 В?А.
Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5. Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель типа КВВГнг с сечением 2,5 мм2 по условию механической прочности.
. Описание конструкции распределительного устройства
РУ напряжением 330-110 кВ сооружаются открытыми, т.е. расположенными на открытом воздухе. Открытые РУ должны обеспечить надёжность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского исполнения.
Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ должно выбираться в соответствии с ПУЭ [3].
Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминиевым проводом. Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами - стандартные, железобетонные. Большое количество конструкций вызывает необходимость производства работ на высоте, затрудняет и удорожает монтаж.
Под силовыми трансформаторами предусматриваются 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.
Для схемы с двумя рабочими и одной обходной системой сборных шин применяется компоновка с однорядной установкой выключателей 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) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель.
При ремонтно-монтажных работах высшая точка крана может находиться на высоте 16 м. Учитывая, что минимальное расстояние от крана до проводов, находящихся под напряжением, принимается равным 4,5 м, а стрела провеса проводов - 3 м, высота опор ОРУ принята 40,7 м.
Применение ограничителей перенапряжения (ОПН) вместо разрядников типа РВМК позволяет уменьшить междуфазные напряжения, и, следовательно, уменьшить шаг ячейки ОРУ.
электростанция генератор трансформатор
Выводы
В курсовом проекте была разработана электрическая часть КЭС-1000 МВт. Выдача мощности проектируемой электростанции осуществляется на двух напряжениях: 110кВ и 330кВ. Связь с энергосистемой осуществляется на напряжении 330 кВ по трём воздушным линиям, потребители получают питание с шин 110 кВ также по четырём воздушным линиям.
При выполнении курсового проекта было разработано два варианта схем выдачи мощности, выбрано основное оборудование на электростанции. Путём технико-экономического сравнения вариантов выбран наиболее целесообразный вариант, имеющий наименьшие приведенные затраты. Произвели расчёт токов короткого замыкания, по результатам которого выбрали электрические аппараты (высоковольтные выключатели, разъединители), токоведущие части (комплектные пофазно-экранированные токопроводы), измерительные трансформаторы тока и напряжения и измерительные приборы.
Данный курсовой проект является важным этапом в закреплении на практике теоретических сведений по дисциплине «Электрооборудование электрических станций и подстанций». Он подготавливает учащихся к выполнению будущего дипломного проекта.
Таким образом, при выполнении курсового проекта была достигнута главная задач
Список литературы