Введение
Теплоэлектроцентрали(ТЭЦ) – это вид электростанций, предназначенных для централизованного снабженияпромышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. В отличие отконденсационных электростанций (КЭС) на ТЭЦ тепло «отработавшего» в турбинахпара используется для нужд промышленного производства, а также для отопления,кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированнойвыработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива посравнению с раздельным энергоснабжением, т.е. выработкой электроэнергии на КЭСи получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкоераспространение в районах с большим потреблением тепла и электроэнергии. Вцелом на ТЭЦ производится около 25% всей вырабатываемой в странеэлектроэнергии.
ТЭЦ строятсякак правило вблизи центров электрических нагрузок. Часть мощности при этомможет выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. Сэтой целью на электростанции создается генераторное распределительноеустройство (ГРУ). Избыток мощности выдается в энергосистему на повышенномнапряжении (как и в КЭС).
Существеннойособенностью ТЭЦ является повышенная мощность теплового оборудования посравнению с электрической мощностью станции, что предопределяет большийотносительный расход электроэнергии на собственные нужды, чем на КЭС.
Такжеразмещение ТЭЦ преимущественно вблизи крупных промышленных центров повышаеттребования к охране окружающей среды. Так, для уменьшения выбросов ТЭЦ целесообразноиспользовать в первую очередь газообразное или жидкое топливо, а такжевысококачественные угли.
1. Выбори обоснование главной схемы электрических соединений и схемы электроснабженияпотребителей собственных нужд
Посправочнику Неклепаева определяем тип турбогенераторов:
ТГ ТВФ – 63 –2УЗ ТГ ТВФ – 110 – 2ЕУЗ
Sполн = 78.75 МВА Sполн = 137.5 МВА
Sакт. = 63 МВт Sакт. = 110МВт
Uном = 10.5 кВ Uном = 10.5 кВ
Cosц = 0.8 Сosц = 0.8
Xdґґ= 0.1361 Xdґґ= 0.189
Цена 268 тыс.руб. Цена 350 тыс. руб.
В зависимости от количества подключенныхтурбогенераторов к ОРУ представляю два варианта главной схемы электрическихсоединений станции.
Выбор числа имощности трансформаторов.
Расходмощности на собственные нужды для станции на газомазутном топливе равен 5–7%.Принимаем Pсн= 6 МВА.
P/>=/>·63=3.78 МВт
Рассчитаеммощность трансформаторов связи для двух вариантов предложенных схем:
Для схемы №1:
Sрасч1=(3· (Pг─Pсн)─Pмин)/0.8=(3·(63─3.78)─70)/0.8=134.6МВА─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=60.6МВА ─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
Посправочнику 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.
Рассчитаеммощность блочных трансформаторов для двух вариантов предложенных схем:
S/>=/>=/>=74 МВА.
S/>=/>=/>=129 МВА.
Посправочнику 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.
Расчётэкономической целесообразности вариантов схемы.
Экономическуюцелесообразность схемы определяют минимальными приведёнными затратами:
З = рнК+И+У
где К ─капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.
рн ─нормативный коэффициент экономической эффективности, рн=0.15
И ─ годовыеэксплуатационные издержки, тыс. руб./год
У ─ ущербот недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год
Технико-экономическоесравнениеОборудование 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
Годовыеэксплуатационные издержки определяют по формуле:
/>
где а ─отчисления на амортизацию и обслуживание, а=9%
в ─ средняясебестоимость потерь электроэнергии, в=1 коп/кВт·ч
∆Wгод ─ годовыепотери энергии в электроустановке, кВт·ч.
Потери электроэнергиив двухобмоточном трансформаторе:
/> />
где Рх, Рк ─потери мощности холостого хода и короткого замыкания, кВт
Sном ─ номинальнаямощность трансформатора, МВ·А
Sмакс ─ расчётнаямаксимальная нагрузка трансформатора, МВ·А
Т ─ продолжительностьработы трансформатора в году
ф ─ продолжительностьмаксимальных потерь
Т = 8760 ч– для трансформаторов связи
Т = 8760 – Тр=7160 ч.– для блочных трансформаторов
Тр –продолжительность ремонта блока, Тр = 600 ч
ф=4700 – длятрансформатора связи;
ф=4000 – дляблочного трансформатора.
Рассчитаем потери ДW:
Для варианта 1.
Трансформатор ТДЦ-125000/220 (Рх=120кВт,Рк=380кВт)
ДW=120·8760+380· (134,6/125)2·4700=31·106кВтч;
Трансформатор ТРДЦН – 160000/220 (Рх=155,Рк=500кВт)
ДW=155·8160+500· (137,5/160)2·4000=2,7·106кВтч;
Суммарные потери в трансформаторах для варианта1:
ДW=2·3,1·106+2,7·106 =8,9·106кВтч.
Для варианта 2.
Трансформатор ТД-80000/220 (Рх=79 кВт,Рк=315 кВт)
ДW=79·8760+315· (60,6/80)2·4700=1,5·106 кВтч;
Трансформатор ТД-80000/220 (Рх=79 кВт,Рк=315 кВт)
ДW=79·8160+315· (78,75/80)2·4000=1,87·106 кВтч;
Трансформатор ТРДЦН – 160000/220 (Рх=155,Рк=500 кВт)
ДW=155·8160+500· (137,5/160)2·4000=2,7·106 кВтч;
Суммарные потери в трансформаторах для варианта1:
ДW=2·1,54·106+1,87·106 +2,74·106=7,7·106 кВтч.
Приведённые затраты для варианта 1:
З1=рнК1+И1=рнК1+/>=0,15·2098,3+(9·2098,3)/100+1·10--5·8,9·106=593руб./год.
Приведённые затраты для варианта 2:
З2=рнК2+И2=рнК2+/>=0,15·2318+(9·2318)/100+3·10-4·1·10--5·7,7·106=633.руб./год.
Окончательно выберем наиболее экономичный вариант1. Разность затрат двух вариантов составляет 6%.
Выбор схемРУ и СН.
Нагенераторном напряжении ТЭЦ применим схему с двумя системами шин, одна изкоторых секционирована. Рабочая система шин секционируется, резервная несекционирована. В нормальном режиме станция работает на рабочей системе шин,шиносоединительные выключатели В4 и В5 отключены. Резервная система шиниспользуется для восстановления электроснабжения после к.з. на сборных шинах идля замены любой выводимой в ремонт секции сборных шин. Данная схема обладаетхорошей надёжностью и манёвренностью.
РУ СНвыполним по схеме с двумя несекционированными системами сборных шин. Каждоеприсоединение подключено к любой системе шин через развилку разъединителей иодин выключатель. Обе системы шин находятся в работе, шиносоединительныйвыключатель(ШСВ) включён, источники и нагрузка равномерно распределяются междусистемами шин. Таким образом при к.з. на сборных шинах отключается ШСВ, приэтом теряется только половина присоединений. Затем нормальная работавосстанавливается.
РУ ВНвыполним схемой с двумя системами шин и обходной. Обходная система шиниспользуется для ревизии и ремонтов выключателей без перерыва питания, чтоделает схему очень манёвренной и надёжной.
Электроснабжениесобственных нужд осуществляется частично от шин генераторного напряжения через реактированныелинии и частично от ответвления от генераторного блока. Число секций шинсоответствует числу котлов. Каждую секцию присоединяем к отдельному источникупитания.
Для расчёта токов КЗ необходимо принять расчётнуюсхему и рассчитать реактор между секциями сборных шин. Реактор между секциямисборных шин рассчитывают по номинальному току генератора: I= Iг ном* 0,7 = 4,33 * 0,7 =3,031 кА. Таким образом, выбираем реактор РБДГ 10–4000–0,18 У3 со следующимисправочными данными:
Uном=10 кВ;
Iдоп.=3200 А;
xр= 0,18 Ом
2. Расчеттоков короткого замыкания для выбора электрооборудования главной схемы и схемысобственных нужд
Примем Sб = 1000 МВ·А.
Для первых трех генераторов сопротивления равны исоставляют:
/>
Сопротивление четвертого генератора
/>
Сопротивления трансформаторов связи:
/>
Сопротивления блочного трансформатора:
/>
Сопротивление системы:
/>
По исходным данным ТЭЦ связана с системой 4линиями напряжением 220 кВ, для которых />Ом/км.Следовательно
/>
Сопротивление реактора:
/>
Схемазамещения:
/>
Расчёт токовкороткого 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
Начальноезначение периодической составляющей:
Iпо=Еэ·Iб/Xэ, где
/> кА.
Iпог=Еэ·Iб/X20=1,1·2,51/0,71=3,89кА
Iпос=Еэ·Iб/X12=1·2,51/0,27=9,3кА
Iпос=Iпог+Iпос=3,89+9,3=13,2кА
Ударный токкороткого замыкания:
iу= √2·kу·Iпо
kу – ударный коэффициент
kу=1+exp (-0.01/Ta)
По табл. 5[1]: kу=1,955; Ta=0,14 с
iу=√2·1,955·13,2=36,6кА
Расчёт токовкороткого замыкания в точке К4.
/>
X/>||X/>=0,24
E/>
/>
X/>
X/>||X/>=0,38
E/>
/> />
X/>
/> кА.
Iпог=Еэ·Iб/X2=1,08·55/1,73=34,3кА
Iпос=Еэ·Iб/X24=1,05·55/1,28=45,1кА
Iпос=Iпог+Iпос=34,3+45,1=79,4кА
Ударный токкороткого замыкания:
iу= √2·kу·Iпо
kу – ударный коэффициент
kу=1+exp (-0.01/Ta)
По табл. 5[1]: kу=1,955;
iуг=√2·1,955·34,3=94,8кА
iус=√2·1,955·45,1=124,7кА
iу=219,5 кА
Расчёт токовкороткого замыкания в точке К3.
/>
Схемазамещения для точки К3
/>
X/>||X/>=0,65
/>
X/>
X/>||X/>=0,22
/>/>
E/>
X/>
/> кА.
Iпог=Еэ·Iб/X4=1,08·55/1,38=43кА
Iпос=Еэ·Iб/X28=1,02·55/0,96=58,4кА
Iпос=Iпог+Iпос=34,3+45,1=101,4кА
Ударный токкороткого замыкания:
iу= √2·kу·Iпо
kу – ударный коэффициент
kу=1+exp (-0.01/Ta)
По табл. 5[1]: kу=1,955;
iуг=√2·1,955·43=118,9кА
iус=√2·1,955·58,4=161,5кА
iу=280,4 кА
Расчёт токовкороткого замыкания в точке К2.
/>
Схемазамещения для точки К2
/>
X/>
/>
/>
/>
/>
X/>
X/>
/>
/>
/>
/>
X/>||X/>=0,24
E/>
/>
X/>
X/>
/> />
X/>||X/>=0,37
E/>
X/>
/> кА.
Iпос=Еэ·Iб/X41=1,04·55/0,81=70,6кА
Iпог=Еэ·Iб/X3=1,08·55/1,73=34,3кА
Iпо=Iпог+Iпос=34,3+70,6=104,9кА
Ударный токкороткого замыкания:
iу= √2·kу·Iпо
kу – ударный коэффициент
kу=1+exp (-0.01/Ta)
По табл. 5[1]: kу=1,955;
iуг=√2·1,955·34,3=94,83кА
iус=√2·1,955·70,6=195,2кА
iу=290 кА
Короткоезамыкание на шинах собственных
/>
Выборреакторов на отходящие кабельные линии.
/>
Ток однойлинии:
/>
Ток однойветви реактора в нормальном режиме:
/>
Ток ветвиреактора при отключении одной линии:
/>
Изсправочника Неклепаева выбираем реактор РБСГ 10–2х2500–0.14УЗ.
Уточнимзначение тока КЗ за реактором:
/>
Проверимвыбранный реактор на остаточное напряжение на шинах установки и на потеринапряжения в самом реакторе:
/>
/>
Uост > 65 – 70%.
∆Uост ≈ 1.5 – 2%.
3. Выборэлектрических аппаратов и проводников
Выборвыключателей РУ ГН (К2).
/>
/>
/>
/>
Выбираемвыключатель МГУ-20–90/9500 УЗ.
/>
/>
/>
/>
Выполнимпроверку 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.
Выборвыключателя в блоке Г3 – Т3 (К4).
/>
/>
/>
/>
Т.о. В42выбираем такой же как на РУ ГН, т.е. МГУ-20–90/9500 УЗ.
Выборлинейных выключателей на РУ ГН.
/>
/>
/>
/>
/>
Выбираемвыключатель ВМПЭ-10–630–31.5 УЗ.
/>
/>
/>
/>
Выполнимпроверку 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.
Выборвыключателей на РУ СН (К1).
/>
/>
/>
/>
Выбираемвыключатель ВМУЭ-35Б-25/1250 УХЛ1.
/>
/>
/>
/>
Выполнимпроверку 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.
Выборвыключателей на РУ ВН (К3).
/>
/>
/>
/>
Выбираемвыключатель ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1.
/>
/>
/>
/>
Выполнимпроверку 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.
Выборвыключателей на СН (К6).
/>
/>
/>
/>
Выбираемвыключатель ВМПЭ-10–630–31.5 УЗ.
/>
/>
/>
/>
Выполнимпроверку 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.
Выборразъединителей.
Разъединителивыбираем по длительному номинальному току и номинальному напряжению, проверяем натермическую и электродинамическую стойкость.
Расчётныевеличины берём те же, что и для выключателей.
Разъединителив РУ ГН и в блоке Г3-Т3.
Выбираемразъединители 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
Линейныеразъединители и на СН.
Выключатели иразъединители собственных нужд и на отходящие кабельные линии размещаем вшкафах КРУ внутренней установки: К – ХХVI.
Разъединителив РУ ВН.
Выбираемразъединители 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
Выборкабельных линий.
Силовыекабели выбираем по условиям нормального режима и проверяем на термическуюстойкость при КЗ.
Iном = 0.344 кА.
Iраб.утяж. = 0.382 кА
Примем поправочныекоэффициенты на температуру воздуха и почвы К1 и на число кабелей втраншее К2 равными 1. Тогда условие выбора будет:
Iраб.утяж. ≤ Iдоп
По Iдоп из таблиц определимсечение трёхжильного кабеля Sдоп и сравним его с Sэк и Sмин.
/>
где jэк – экономическаяплотность тока, А/мм2. При продолжительности использованиямаксимальной нагрузки Тмакс=3000–5000 ч/год jэк = 2.5 А/мм2для кабелей с бумажной изоляцией с медными жилами.
/>
где Ан и Ак.доп –величины, характеризующие тепловое состояние проводника в нормальном режиме и вконце короткого замыкания.
С – функция,которая зависит от типа кабеля. Для кабелей до 10 кВ с бумажной изоляцией ижилами из меди С = 140 А·с1/2/мм2.
Т.о. выбираемтрёхжильный кабель с медными жилами, прокладываемый в земле:
/>
/>
/>
/>
Из полученныхсечений выбираем наибольшее, а именно S = 185 мм2.
Выбор шин РУСН (К1).
В РУ 35 кВ ивыше сборные шины и присоединения от трансформаторов к шинам выполняютсяаналогично линиям электропередачи, т.е. многопроволочными гибкимисталеалюминиевыми проводами.
Выборосуществляем по следующим условиям:
/>
/>
По длительнодопустимому току из таблиц стандартных сечений выбираем Sдоп такое, чтобы Iдоп ≥ Iраб.утяж.
=>выбираем провод АС – 700/86.
/>
Поэкономической плотности тока шины РУ не проверяются.
Iпо(3) = 18.78 кА поверки шин на схлёстывание нет.
Т.к. шинынаходятся на открытом воздухе, то проверку на термическое действие токов КЗ непроизводим.
Выполнимпроверку по короне:
/>
где Ео– критическая напряжённость, при которой возникает корона.
m – коэффициент,учитывающий шероховатость поверхности провода.
rо – радиус провода.
/>
где Е –напряжённость электрического поля около поверхности
нерасщеплённогопровода
U – линейное напряжение,кВ
Dср – среднее геометрическоерасстояние между проводами фаз, см
Dср = 1.26·D, где D – расстояние междусоседними фазами, см.
Условиепроверки:
/>
Для проводовот трансформатора до сборных шин выполним проверку по экономической плотноститока:
/>
Гибкиешины РУ ВН (К3).
/>
/>
=>выбираем провод АС – 185/29.
/>
Поэкономической плотности тока, на схлёстывание шин и на термическое действиетоков КЗ аналогично РУ СН проверку не производим
Выполнимпроверку по короне:
/>
/>
Условиепроверки:
/>
Участок оттрансформатора до сборных шин:
/>
Будемсчитать, что расстояние от трансформатора до сборных шин не велико, и поэтомупроверку по экономической плотности тока можно не учитывать.
Выбор шин наРУ ГН (К2).
/>
=>выбираем шины коробчатого сечения алюминиевые 200х90х12 мм2.
/>
Проверка натермическую стойкость:
/>
/>
/>
что меньшевыбранного сечения 3435 мм2, следовательно шины термическистойки.
Проверка намеханическую прочность:
/>
Принимаем,что швеллеры шин соединены жёстко по всей длине сварным швом, тогда моментсопротивления Wyo-y0= 422 см3.Тогда при расположении шин в вершинах треугольника получаем:
/>
/>
Выборизоляторов:
/>
Выбираемопорные изоляторы 2 х ИО-10–30 УЗ.
/> />
Поправка навысоту коробчатых шин:
/>
Условиевыбора:
/>
Проверкаошиновки в цепи генератора на термическую стойкость:
/>
Ї меньше, чемна СШ, а значит ошиновка в цепи генератора термически стойка.
Проверка намеханическую стойкость:
примем ℓ= 1.5 м, а расстояние между фазами а = 0.6 м; швеллеры шин соединеныжёстко только в местах крепления шин на изоляторах (ℓп=ℓ).
Тогдаполучим: />
/>
/>
/>/>
=> шинымеханически прочны.
Выборизоляторов:
/>
Выбираемопорные изоляторы ИО-10–30 УЗ.
/>
/>
/>
Условиевыбора:
/>
Выбор КЭТ.
Для выводовтурбогенераторов ТВФ – 60 – 2 используем пофазно экранированный токопровод ГРТЕ-10–8550–250.
Условиявыбора:
Iраб.утяж = 7.23 кА ≤ Iном = 8.55 кА
iy = 128.46 кА ≤ iдин = 250 кА.
Аналогичныйтокопровод используем и для блока Г3-Т3:
Iраб.утяж = 7.23 кА iy = 115.64 кА.
Выборжёстких шин на СН (К6).
Принимаемрасстояние между фазами а = 0.3 м, а пролёт шин ℓ = 0.9 м, чтосоответствует ширине выбранного ранее шкафа КРУ серии К – ХХУI.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Выборизоляторов:
/>
Выбираемопорные изоляторы И4–80 УХЛЗ.
/>
/>
трансформатор проводникэлектроснабжение ток
4. Выборизмерительных трансформаторов тока и напряжения
Выбор ТТ вцепи генераторов РУ ГН.
Т.к. участокот выводов генератора до стены турбинного отделения выполнен комплектнымтокопроводом ГРТЕ-10–8550–250, то выбираем трансформаторы тока, встроенные втокопровод ТШ20–10000/5.
Выполнимпроверку 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
Выполнимпроверку 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
Общеесопротивление приборов:
/>
Допустимоесопротивление проводов:
/>
где Z2 ≈ r2, т. к. индуктивноесопротивление токовых цепей невелико.
rк – переходноесопротивление контактов.
Длягенератора 60 МВт применяется кабель с алюминиевыми жилами приблизительнодлиной 40 м, трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому ℓрасч= ℓ, тогда сечение кабеля будет:
/>
Выбираемконтрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.
Выбор ТН вцепи генераторов РУ ГН.
Аналогично ТТвыбираем встроенные в комплектный экранированный токопровод три однофазныхтрансформатора напряжения ЗНОМ-6.
Проверим ихпо 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
0.925
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
Вторичнаянагрузка:
/>
Выбранныйтрансформатор ЗНОМ-6 имеет номинальную мощность 50 В·А в классе точности 0.5,необходимом для присоединения счётчиков. Таким образом для трёх однофазныхтрансформаторов напряжения получаем:
/>
=>трансформаторы будут работать в выбранном классе точности.
Списоклитературы
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, Энергоатомиздат1989.
3. Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин– «Электрооборудование станций и подстанций» Москва, Энергоатомиздат 1987.
4. Справочник попроектированию электроэнергетических систем под редакцией С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро.
5. «Электрическая частьэлектростанций» под редакцией С.В. Усова.