Проектирование теплоэлектроцентрали

Введение



Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) – это вид электростанций, предназначенных для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. В отличие от конденсационных электростанций (КЭС) на ТЭЦ тепло «отработавшего» в турбинах пара используется для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т.е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах с большим потреблением тепла и электроэнергии. В целом на ТЭЦ производится около 25% всей вырабатываемой в стране электроэнергии.

	ТЭЦ строятся как правило вблизи центров электрических нагрузок. Часть мощности при этом может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создается генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избыток мощности выдается в энергосистему на повышенном напряжении (как и в КЭС).

	Существенной особенностью ТЭЦ является повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью станции, что предопределяет больший относительный расход электроэнергии на собственные нужды, чем на КЭС.

	Также размещение ТЭЦ преимущественно вблизи крупных промышленных центров повышает требования к охране окружающей среды. Так, для уменьшения выбросов ТЭЦ целесообразно использовать в первую очередь газообразное или жидкое топливо, а также высококачественные угли.


Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений и схемы электроснабжения потребителей собственных нужд



По справочнику Неклепаева определяем тип турбогенераторов:

	ТГ ТВФ – 63 – 2УЗ	ТГ ТВФ – 110 – 2ЕУЗ

	Sполн = 78.75 МВА	Sполн = 137.5 МВА

	Sакт. = 63 МВт	Sакт. = 110МВт

	Uном = 10.5 кВ	Uном = 10.5 кВ

	Cosц = 0.8 	Сosц = 0.8

	Xdґґ= 0.1361 	Xdґґ= 0.189

	Цена 268 тыс. руб. 	Цена 350 тыс. руб.

	В зависимости от количества подключенных турбогенераторов к ОРУ представляю два варианта главной схемы электрических соединений станции.

Выбор числа и мощности трансформаторов.

Расход мощности на собственные нужды для станции на газомазутном топливе равен 5–7%. Принимаем Pсн = 6 МВА.

P=·63=3.78 МВт

Рассчитаем мощность трансформаторов связи для двух вариантов предложенных схем:

Для схемы №1:

Sрасч1=(3· (Pг─Pсн)─Pмин)/0.8=(3·(63─3.78)─70)/0.8=134.6 МВА─режим мин. нагр.

Sрасч2=(3· (Pг─Pсн)─Pмакс)/0.8= (3· (63─3.78) 1─90)/0.8=132 МВА─режим макс. нагр.

Sрасч3=(2· (Pг─Pсн)─Pмакс)/0.8= (2· (63─3.78) /0.8=35.6 МВА ─ аварийный режим

Sном > 0.7 Sрасч.1 = 0.7·13.46 = 94.22 МВА

Для схемы №2:

Sрасч1=(2· (Pг─Pсн)─Pмин)/0.8= (2· (63─3.78)─70)/0.8=60.6 МВА ─режим мин. нагр.

Sрасч2=(2· (Pг─Pсн)─Pмакс)/0.8= (2· (63─3.78) 1─90)/0.8=35.6 МВА─режим макс. нагр

Sрасч3=(1· (Pг─Pсн)─Pмакс)/0.8= (1· (63─3.78) /0.8=38.5 ─ аварийный режим

Sном > 0.7 Sрасч.1 = 0.7·60.6 = 42.4 МВА

По справочнику выбираем трансформаторы связи:

ТДЦ-125000/220

Sном=125000 кВА

Uвн=242 кВ

Uнн=10.5 кВ

Pхх=120 кВт

Pк=380 кВт

Uк=11%

Iх=0.55%

Цена 186 тыс. руб.

ТД-80000/220

Sном=80000 кВА

Uвн=242 кВ

Uнн=10.5 кВ

Pхх=79 кВт

Pк=315 кВт

Uк=11%

Iх=0.45%

Цена 186 тыс. руб.

Рассчитаем мощность блочных трансформаторов для двух вариантов предложенных схем:

S===74 МВА.

S===129 МВА.

По справочнику выбираем блочные трансформаторы:

ТД-80000/220

Sном=80000 кВА

Uвн=242 кВ

Uнн=10.5 кВ

Pхх=79 кВт

Pк=315 кВт

Uк=11%

Iх=0.45%

Цена 186 тыс. руб.

ТРДЦН-160000/220

Sном=160000 кВА

Uвн=230 кВ

Uнн=11 кВ

Pхх=155 кВт

Pк=500 кВт

Uк=22%

Iх=0.6%

Цена 269 тыс. руб.

Расчёт экономической целесообразности вариантов схемы.

Экономическую целесообразность схемы определяют минимальными приведёнными затратами:



З = рнК+И+У



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

рн ─ нормативный коэффициент экономической эффективности, рн=0.15

И ─ годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год

У ─ ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год



Технико-экономическое сравнение

Оборудование

Стоимость единицы, тыс. руб.

Варианты





І

ІІ





число единиц

общая стоимость

число единиц

общая стоимость

Трансформаторы:

ТДЦ─125000/220

ТД─80000/220

ТРДСН─160000/220

Турбогенераторы:

ТВФ63–2УЗ

ТВФ110–2ЕУЗ

Ячейки ОРУ:

220 кВ



186

186

269



268

350



33.7



2

─

1



3

1



9



372

─

269



804

350



303.3



─

3

1



3

1



10



─

558

269



804

350



337

Итого:





2098



2313



Годовые эксплуатационные издержки определяют по формуле:







где а ─ отчисления на амортизацию и обслуживание, а=9%

в ─ средняя себестоимость потерь электроэнергии, в=1 коп/кВт·ч

∆Wгод ─ годовые потери энергии в электроустановке, кВт·ч.

Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе:



 



где Рх, Рк ─ потери мощности холостого хода и короткого замыкания, кВт

Sном ─ номинальная мощность трансформатора, МВ·А

Sмакс ─ расчётная максимальная нагрузка трансформатора, МВ·А

Т ─ продолжительность работы трансформатора в году

ф ─ продолжительность максимальных потерь

Т = 8760 ч – для трансформаторов связи

Т = 8760 – Тр=7160 ч. – для блочных трансформаторов

Тр – продолжительность ремонта блока, Тр = 600 ч

ф=4700 – для трансформатора связи;

ф=4000 – для блочного трансформатора.

Рассчитаем потери ДW:

Для варианта 1.

Трансформатор ТДЦ-125000/220 (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 варианта 1:

ДW=2·3,1·106+2,7·106 =8,9·106 кВтч.

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 варианта 1:

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=593 руб./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 вариант 1. Разность затрат двух вариантов составляет 6%.

Выбор схем РУ и СН.

На генераторном напряжении ТЭЦ применим схему с двумя системами шин, одна из которых секционирована. Рабочая система шин секционируется, резервная не секционирована. В нормальном режиме станция работает на рабочей системе шин, шиносоединительные выключатели В4 и В5 отключены. Резервная система шин используется для восстановления электроснабжения после к.з. на сборных шинах и для замены любой выводимой в ремонт секции сборных шин. Данная схема обладает хорошей надёжностью и манёвренностью.

РУ СН выполним по схеме с двумя несекционированными системами сборных шин. Каждое присоединение подключено к любой системе шин через развилку разъединителей и один выключатель. Обе системы шин находятся в работе, шиносоединительный выключатель(ШСВ) включён, источники и нагрузка равномерно распределяются между системами шин. Таким образом при к.з. на сборных шинах отключается ШСВ, при этом теряется только половина присоединений. Затем нормальная работа восстанавливается.

РУ ВН выполним схемой с двумя системами шин и обходной. Обходная система шин используется для ревизии и ремонтов выключателей без перерыва питания, что делает схему очень манёвренной и надёжной.

Электроснабжение собственных нужд осуществляется частично от шин генераторного напряжения через реактированные линии и частично от ответвления от генераторного блока. Число секций шин соответствует числу котлов. Каждую секцию присоединяем к отдельному источнику питания.

Для расчёта токов КЗ необходимо принять расчётную схему и рассчитать реактор между секциями сборных шин. Реактор между секциями сборных шин рассчитывают по номинальному току генератора: I = Iг ном * 0,7 = 4,33 * 0,7 = 3,031 кА. Таким образом, выбираем реактор РБДГ 10–4000–0,18 У3 со следующими справочными данными:

Uном=10 кВ;

Iдоп.=3200 А;

xр= 0,18 Ом



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



Примем Sб = 1000 МВ·А.

Для первых трех генераторов сопротивления равны и составляют:



Сопротивление четвертого генератора



Сопротивления трансформаторов связи:



Сопротивления блочного трансформатора:



Сопротивление системы:



По исходным данным ТЭЦ связана с системой 4 линиями напряжением 220 кВ, для которых Ом/км. Следовательно



Сопротивление реактора:



Схема замещения:





Расчёт токов короткого замыкания в точке К1







X

X||X||X=0,44

X||X=0,87

X||X=0,9







X

X

X||X=0,65



 



X


E



X||X=0,71



Начальное значение периодической составляющей:



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 ток короткого 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=36,6 кА

Расчёт токов короткого 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 ток короткого 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=94,8 кА

iус=√2·1,955·45,1=124,7 кА

iу=219,5 кА

Расчёт токов короткого замыкания в точке К3.




Схема замещения для точки К3







X||X=0,65






X

X||X=0,22







E



X

 кА.

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 ток короткого 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=118,9 кА

iус=√2·1,955·58,4=161,5 кА

iу=280,4 кА

Расчёт токов короткого замыкания в точке К2.





Схема замещения для точки К2







X


















X

X












X||X=0,24

E







X

X



 


X||X=0,37



E



X

 кА.

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 ток короткого 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=94,83 кА

iус=√2·1,955·70,6=195,2 кА

iу=290 кА

Короткое замыкание на шинах собственных



Выбор реакторов на отходящие кабельные линии.








Ток одной линии:



Ток одной ветви реактора в нормальном режиме:



Ток ветви реактора при отключении одной линии:



Из справочника Неклепаева выбираем реактор РБСГ 10–2х2500–0.14УЗ.

Уточним значение тока КЗ за реактором:



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







Uост > 65 – 70%.

∆Uост ≈ 1.5 – 2%.



3. Выбор электрических аппаратов и проводников



Выбор выключателей РУ ГН (К2).









Выбираем выключатель МГУ-20–90/9500 УЗ.









Выполним проверку данного выключателя:















Расчётная величина

Условие выбора

Каталожные данные выключателя



Uуст=6.3 кВ

Iраб.утяж=7.23 кА

Iпо=49.1 кА

iу=128.46 кА

Iпф=49.1 кА

в=8.53

√2Iпф+iаф=75.36

Вк=9848.2



≤

≤

≤

≤

≤

≤

≤

≤



Uном=20 кВ

Iном=9.5 кА

Iдин=105 кА

Imдин=300 кА

Iоткл=90 кА

вном=20

√2Iоткл·(1+вном/100)=152.74

I2т·tт=32400



=> выключатели В1 – В7 МГУ-20–90/9500 УЗ.



Выбор выключателя в блоке Г3 – Т3 (К4).









Т.о. В42 выбираем такой же как на РУ ГН, т.е. МГУ-20–90/9500 УЗ.

Выбор линейных выключателей на РУ ГН.











Выбираем выключатель ВМПЭ-10–630–31.5 УЗ.











Выполним проверку данного выключателя:

Расчётная величина

Условие выбора

Каталожные данные выключателя

Uуст=6.3 кВ

Iраб.утяж=0.382 кА

Iпо=19.98 кА

iу=54.53 кА

Iпф=10.54 кА

в=0.523

√2Iпф+iаф=43.16

Вк=487

≤

≤

≤

≤

≤

≤

≤

≤

Uном=10 кВ

Iном=0.63 кА

Iдин=31.5 кА

Imдин=80 кА

Iоткл=31.5 кА

вном=15

√2Iоткл·(1+вном/100)=51.2

I2т·tт=3969

=> выключатели В8 – В27 ВМПЭ-10–630–31.5 УЗ.



Выбор выключателей на РУ СН (К1).









Выбираем выключатель ВМУЭ-35Б-25/1250 УХЛ1.











Выполним проверку данного выключателя:

Расчётная величина

Условие выбора

Каталожные данные выключателя

Uуст=35 кВ

Iраб.утяж=1.09 кА

Iпо=18.78 кА

iу=50.99 кА

Iпф=18.78 кА

в=59.34

√2Iпф+iаф=42.32

Вк=102.3

≤

≤

≤

≤

≤

≤

≤

≤

Uном=35 кВ

Iном=1.25 кА

Iдин=25 кА

Imдин=64 кА

Iоткл=25 кА

вном=24

√2Iоткл·(1+вном/100)=43.84

I2т·tт=2500



=> выключатели В28 – В34 ВМУЭ-35Б-25/1250 УХЛ1.

Выбор выключателей на РУ ВН (К3).









Выбираем выключатель ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1.











Выполним проверку данного выключателя:

Расчётная величина

Условие выбора

Каталожные данные выключателя

Uуст=110 кВ

Iраб.утяж=0.49 кА

Iпо=8.61 кА

iу=23.38 кА

Iпф=8.61 кА

в=59.38

√2Iпф+iаф=19.41

Вк=21.9

≤

≤

≤

≤

≤

≤

≤

≤

Uном=110 кВ

Iном=1 кА

Iдин=20 кА

Imдин=52 кА

Iоткл=20 кА

вном=24

√2Iоткл·(1+вном/100)=35.07

I2т·tт=1200



=> выключатели В35 – В41 ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1.

Выбор выключателей на СН (К6).









Выбираем выключатель ВМПЭ-10–630–31.5 УЗ.












Выполним проверку данного выключателя:

Расчётная величина

Условие выбора

Каталожные данные выключателя

Uуст=6.3 кВ

Iраб.утяж=0.58 кА

Iпо=17.15 кА

iу=40.73 кА



в=48.32

√2Iпф+iаф=35.97



≤

≤

≤

≤

≤

≤

≤

≤

Uном=10 кВ

Iном=0.63 кА

Iдин=31.5 кА

Imдин=80 кА

Iоткл=25 кА

вном=15

√2Iоткл·(1+вном/100)=51.2

I2т·tт=3969



=> выключатели В43 – В49 ВМПЭ-10–630–31.5 УЗ.

Выбор разъединителей.

Разъединители выбираем по длительному номинальному току и номинальному напряжению, проверяем на термическую и электродинамическую стойкость.

Расчётные величины берём те же, что и для выключателей.

Разъединители в РУ ГН и в блоке Г3-Т3.



Выбираем разъединители РВР 20/8000 УЗ.

Расчётное значение

Условие выбора

Каталожные данные разъединителей

Uуст=6.3 кВ

Iраб.утяж=7.23 кА

iу=128.46 кА

Вк=879.95

≤

≤

≤

≤

Uном=20 кВ

Iном=8 кА

Imдин=320 кА

I2т·tт=62500



Линейные разъединители и на СН.

Выключатели и разъединители собственных нужд и на отходящие кабельные линии размещаем в шкафах КРУ внутренней установки: К – ХХVI.

Разъединители в РУ ВН.

Выбираем разъединители РНД-110/630 Т1.

Расчётное значение

Условие выбора

Каталожные данные разъединителей

Uуст=110 кВ

Iраб.утяж=0.49 кА

iу=23.38 кА

Вк=21.9

≤

≤

≤

≤

Uном=110 кВ

Iном=0.63 кА

Imдин=80 кА

I2т·tт=3969



Выбор кабельных линий.

Силовые кабели выбираем по условиям нормального режима и проверяем на термическую стойкость при КЗ.

Iном = 0.344 кА.

Iраб.утяж. = 0.382 кА

Примем поправочные коэффициенты на температуру воздуха и почвы К1 и на число кабелей в траншее К2 равными 1. Тогда условие выбора будет:



Iраб.утяж. ≤ Iдоп



По Iдоп из таблиц определим сечение трёхжильного кабеля Sдоп и сравним его с Sэк и Sмин.







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






где Ан и Ак.доп – величины, характеризующие тепловое состояние проводника в нормальном режиме и в конце короткого замыкания.

С – функция, которая зависит от типа кабеля. Для кабелей до 10 кВ с бумажной изоляцией и жилами из меди С = 140 А·с1/2/мм2.

Т.о. выбираем трёхжильный кабель с медными жилами, прокладываемый в земле:









Из полученных сечений выбираем наибольшее, а именно S = 185 мм2.

Выбор шин РУ СН (К1).

В РУ 35 кВ и выше сборные шины и присоединения от трансформаторов к шинам выполняются аналогично линиям электропередачи, т.е. многопроволочными гибкими сталеалюминиевыми проводами.

Выбор осуществляем по следующим условиям:





По длительно допустимому току из таблиц стандартных сечений выбираем Sдоп такое, чтобы Iдоп ≥ Iраб.утяж.

=> выбираем провод АС – 700/86.



По экономической плотности тока шины РУ не проверяются.

Iпо(3) = 18.78 кА < 20 кА, => поверки шин на схлёстывание нет.

Т.к. шины находятся на открытом воздухе, то проверку на термическое действие токов КЗ не производим.

Выполним проверку по короне:



где Ео – критическая напряжённость, при которой возникает корона.

m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода.

rо – радиус провода.



где Е – напряжённость электрического поля около поверхности

нерасщеплённого провода

U – линейное напряжение, кВ

Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см

Dср = 1.26·D, где D – расстояние между соседними фазами, см.

Условие проверки:



Для проводов от трансформатора до сборных шин выполним проверку по экономической плотности тока:



Гибкие шины РУ ВН (К3).





=> выбираем провод АС – 185/29.



По экономической плотности тока, на схлёстывание шин и на термическое действие токов КЗ аналогично РУ СН проверку не производим

Выполним проверку по короне:





Условие проверки:



Участок от трансформатора до сборных шин:



Будем считать, что расстояние от трансформатора до сборных шин не велико, и поэтому проверку по экономической плотности тока можно не учитывать.

Выбор шин на РУ ГН (К2).



=> выбираем шины коробчатого сечения алюминиевые 200х90х12 мм2.



Проверка на термическую стойкость:







что меньше выбранного сечения 3435 мм2, следовательно шины термически стойки.

Проверка на механическую прочность:



Принимаем, что швеллеры шин соединены жёстко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления Wyo-y0 = 422 см3. Тогда при расположении шин в вершинах треугольника получаем:





Выбор изоляторов:



Выбираем опорные изоляторы 2 х ИО-10–30 УЗ.

 

Поправка на высоту коробчатых шин:



Условие выбора:



Проверка ошиновки в цепи генератора на термическую стойкость:



Ї меньше, чем на СШ, а значит ошиновка в цепи генератора термически стойка.

Проверка на механическую стойкость:

примем ℓ = 1.5 м, а расстояние между фазами а = 0.6 м; швеллеры шин соединены жёстко только в местах крепления шин на изоляторах (ℓп=ℓ).

Тогда получим: 












=> шины механически прочны.

Выбор изоляторов:



Выбираем опорные изоляторы ИО-10–30 УЗ.







Условие выбора:



Выбор КЭТ.

Для выводов турбогенераторов ТВФ – 60 – 2 используем пофазно экранированный токопровод ГРТЕ-10–8550–250.

Условия выбора:

Iраб.утяж = 7.23 кА ≤ Iном = 8.55 кА

iy = 128.46 кА ≤ iдин = 250 кА.

Аналогичный токопровод используем и для блока Г3-Т3:

Iраб.утяж = 7.23 кА iy = 115.64 кА.

Выбор жёстких шин на СН (К6).

Принимаем расстояние между фазами а = 0.3 м, а пролёт шин ℓ = 0.9 м, что соответствует ширине выбранного ранее шкафа КРУ серии К – ХХУI.













Выбор изоляторов:



Выбираем опорные изоляторы И4–80 УХЛЗ.





трансформатор проводник электроснабжение ток

4. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения



Выбор ТТ в цепи генераторов РУ ГН.

Т.к. участок от выводов генератора до стены турбинного отделения выполнен комплектным токопроводом ГРТЕ-10–8550–250, то выбираем трансформаторы тока, встроенные в токопровод ТШ20–10000/5.




Выполним проверку расчётных и каталожных данных трансформатора:

Расчётное значение

Условие выбора

Каталожные данные разъединителей

Uуст=6.3 кВ

Iраб.утяж=7.23 кА

iу=128.46 кА

Вк=9848.2

≤

≤

Ї

≤

Uном=20 кВ

Iном=8 кА

Не проверяется

I2т·tт=76800



Выполним проверку по величине вторичной нагрузки трансформатора тока:

Наименование прибора

Тип

Нагрузка трансформатора





А

В

С

Ваттметр

Варметр

Счётчик активной энергии

Амперметр регистрирующий

Ваттметр регистрирующий

Ваттметр (щит турбины)

Д-335

Д-335

САЗ-И680

Н-344

Н-348

Д-335

0.5

0.5

2.5

Ї

10

0.5

Ї

Ї

Ї

10

Ї

Ї

0.5

0.5

2.5

Ї

10

0.5

Итого



14

10

14



Общее сопротивление приборов:



Допустимое сопротивление проводов:



где Z2 ≈ r2, т. к. индуктивное сопротивление токовых цепей невелико.

rк – переходное сопротивление контактов.

Для генератора 60 МВт применяется кабель с алюминиевыми жилами приблизительно длиной 40 м, трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому ℓрасч = ℓ, тогда сечение кабеля будет:



Выбираем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

Выбор ТН в цепи генераторов РУ ГН.

Аналогично ТТ выбираем встроенные в комплектный экранированный токопровод три однофазных трансформатора напряжения ЗНОМ-6.

Проверим их по вторичной нагрузке:



Прибор

Тип

S одной обмотки

Число обмоток

cos(ц)

sin(ц)

Число приборов

мощность















P, Вт

Q, В·А

Вольтметр

Ваттметр

Варметр

Датчик акт. мощн.

Датчик реакт. мощн.

Счётчик акт. эн-ии.

Ваттметр рег-ий

Вольтметр рег-ий

Частотометр

Э-335

Д-335

Д-335

Е-829



Е-830



И-680



Н-348



И-344

Э-372

2

1.5

1.5

10



10



2 Вт



10



10

3

1

2

2

Ї



Ї



2



2



1

1

1

1

1

1



1



0.38



1



1

1

0

0

0

0



0



0.925



0



0

0

1

2

1

1



1



1



1



1

2

2

6

3

10



10



4



20



10

6

Ї

Ї

Ї

Ї



Ї



9.7



Ї



Ї

Ї

Итого



71

9.7



Вторичная нагрузка:



Выбранный трансформатор ЗНОМ-6 имеет номинальную мощность 50 В·А в классе точности 0.5, необходимом для присоединения счётчиков. Таким образом для трёх однофазных трансформаторов напряжения получаем:



=> трансформаторы будут работать в выбранном классе точности.






Список литературы

	

		С.С. Петрова – Учебное пособие «Проектирование электрической части станций и подстанций» Ленинград 1989.

		Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков – «Электрическая часть электростанций и подстанций» Москва, Энергоатомиздат 1989.

		Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин – «Электрооборудование станций и подстанций» Москва, Энергоатомиздат 1987.

		Справочник по проектированию электроэнергетических систем под редакцией С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро.

		«Электрическая часть электростанций» под редакцией С.В. Усова.