Проектирование электрической части электростанций и подстанций

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Электрическая энергия находит широкое применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствуют такие её свойства, как универсальность и простота использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передачи набольшие расстояния.

Важнейшие задачи, которые в настоящее время решают энергетики, состоят в непрерывном увеличении объёмов производства, в сокращении сроков строительства новых энергетических объектов, уменьшении удельных капиталовложений, в сокращении удельных расходов топлива, повышении производительности труда, в улучшении структуры производства электроэнергии и т. д. Целью данного проекта является закрепление теоретических знаний и приобретение навыков по проектированию электрической части электростанций и подстанций, а также приобретение опыта в использовании справочной литература, руководящих указаний и нормативных материалов. При выполнении курсового проекта подлежат разработке следующие вопросы:

- выбор основного оборудования проектируемой подстанции;

- выбор и обоснование главной схемы электрических соединений и схем РУ;

- расчет токов короткого замыкания;

- выбор коммутационных аппаратов и защитных приборов;

- выбор токоведущих частей и кабелей;

- выбор релейной защиты основных элементов схемы;

- выбор контрольно-измерительных приборов для основных цепей схемы;

- выбор и описание конструкции РУ.

В задачи проектирования входит разработка электрической части районной подстанции, а также технико-экономическое обоснование развития электрических станций, электрических сетей и средств управления. Однако не следует забывать, что в процессе реального проектирования решают ряд и других важных вопросов. К ним относятся разработка мероприятий по снижению потерь мощности и энергии в сети, релейная защита, расчёт заземляющих устройств подстанций и опор линий, средств по защите линий и подстанций от грозы. И лишь правильное совместное решение всех вышеизложенных задач даёт возможность оптимального проектирования реальных электрических сетей.

1. Выбор основного оборудования проектируемой подстанции

При проектировании электроустановки до разработки главной схемы составляется структурная схема выдачи электроэнергии (мощности), на которой показываются основные функциональные части электроустановки (распределительные устройства, трансформаторы, генераторы) и связи между ними. Структурные схемы служат для дальнейшей разработки более подробных и полных принципиальных схем, а также для общего ознакомления с работой электроустановки.

Для проектирования подстанции первоначально составим структурную схему, в которой определим состав основного оборудования (трансформаторы, синхронные компенсаторы) и связи между ним и распределительными устройствами (РУ) разных напряжений.

Одновременно с выбором основного оборудования необходимо определить и схемы, в которых оно будет работать.

Исходя из данных варианта задания структурная схема будет иметь вид:

Структурная схема проектируемой подстанции:

1.1 Выбор силовых трансформаторов

Число трансформаторов на подстанциях выбирается в зависимости от мощности и ответственности потребителей, а также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низких напряжений.

Так как большей частью от подстанций питаются потребители всех трёх категорий и питание от системы подводится лишь со стороны ВН, то по условию надёжности требуется установка двух трансформаторов.

Расчетную мощность трансформаторов определим по формуле:

MBA (1.1)

Где:

S_{тр.расч.} - расчетная мощность трансформатора, МВA;

S - суммарная мощность потребителей, МВA.

(1.2)

Где:

- нагрузка на стороне НН [шины 10 кВ], MBA

К_П - коэффициент аварийной перегрузки:

К_П =1,4;

n - количество трансформаторов (n =2 для обоих вариантов).

Коэффициент загрузки трансформаторов определяем по формуле:

(1.3)

Где:

S_ном - номинальная мощность трансформатора, МВA;

Коэффициент аварийной перегрузки трансформатора определяем по формуле:

 (1.4)

Определяем:

MBA.

Выбираем трансформатор серии ТРДН-40000/110/10.

;

.

Окончательно выбираем два трансформатор типа: ТРДН-40000/110/10.

2. Выбор главной схемы электрических соединений

Главная схема электрических соединений подстанции (электростанции) - это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части электростанции (подстанции), так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и т. д.

Главная схема электрических соединений подстанции выбирается с учётом схемы развития электрических сетей энергосистемы или схемы электроснабжения района.

По способу присоединения к сети все подстанции можно разделить на тупиковые, проходные, узловые.

По назначению различают потребительские и системные подстанции. На шинах системных подстанций осуществляется связь отдельных районов энергосистемы или различных энергосистем. Как правило, это подстанции с высшим напряжением 750 - 220 кВ. Потребительские подстанции предназначены для распределения электроэнергии между потребителями.

Схема подстанции тесно увязывается с назначением и способом присоединения подстанции к питающей сети и должна:

обеспечить надёжность электроснабжения потребителей подстанции и перетоков мощности по межсистемным или магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режиме, учитывать перспективу развития;

допускать возможность постепенного расширения;

учитывать требования противоаварийной автоматики;

обеспечить возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений.

На подстанциях рекомендуется применение простейших схем с минимальным числом выключателей высокого напряжения.

2.1 Выбор схем распределительных устройств

Выбор схемы РУ ВН:

Число присоединяемых линий определяется по формуле:

(2.1)

Где:

N_ЛЭП - число отходящих к потребителям линий;

N_СВ - число линий связи с системой;

N_Т.СВ - число присоединений трансформаторов связи;

N_Т - число питающих трансформаторов.

Определяем число присоединений для РУ ВН по формуле (2.1):

Где:

N_ЛЭП = 2 выбирается в зависимости от номинального напряжения и от передаваемой по линиям мощности (в нашем случае U_НОМ = 110 кВ, S = 80 МВА);

Выбираем два наиболее подходящих варианта РУ ВН на напряжение 110 по с количеством присоединений: N = 6.

Вариант 1: Одна секционированная система шин с отделителями в цепях трансформаторов и совмещённым секционным и обходным выключателем. Область применения:

U_НОМ = 110 кВ.

Вариант 2: Одна секционированная система шин с обходной и с отдельным секционным и обходным выключателями. Область применения U_НОМ = 110 - 220 кВ.

2) Выбор схемы РУ НН:

Определяем число присоединений для РУ НН по формуле (2.1):

Где:

N_ЛЭП = 11 выбирается в зависимости от номинального напряжения и от передаваемой по линиям мощности (в нашем случае U_НОМ = 10 кВ, S = 55 МВА);

N_Т = 4, трансформатор с расщеплённой обмоткой НН.

Выбираем типовую схему электрических соединений РУ низшего напряжения подстанций

2.2 Технико-экономическое сравнение вариантов

На основании технико-экономического сопоставления вариантов определяем оптимальное решение, причем основное внимание уделяется методике их выполнения.

А графики нагрузок и другие величины и коэффициенты принимаются по усредненным показателям.

В настоящее время ведут расчет по минимуму приведенных затрат З, руб.год, которые определяются по выражению:

 руб. год. (2.2)

Где:

р - нормативный коэффициент эффективности, 1/год, принимаемый в расчетах: р = 0,12;

К - капиталовложения, руб.;

И - годовые издержки, руб. год.

Капиталовложения определяются по упрощенным показателям стоимости оборудования и аппаратов по 2. Результаты расчетов капиталовложений приводятся в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Результаты расчёта капиталовложений:

Оборудование	Стоимость единицы, тыс. руб.	Вариант
		Первый	Второй
		Кол-во ед., шт.	Стоимость,	Кол-во ед.	Стоимость
ТРДН - 40000/ /110/10	88	2	176	2	176
ОД КЗ 110кВ	0,57	4	2,28	-	-
Выключатели	- 110кв	33,06	5	165,3	8	264,48
	-10кв	1,9	17	32,3	17	32,3
Итого:		375,88		472,78

Годовые эксплуатационные издержки складываются из трех составляющих:

(2.3)

Где:

И_А = а * К

- амортизационные отчисления;

Где:

а - норма амортизационных отчислений, для силового оборудования равна 6.4%.

Первый вариант:тыс. руб.

Второй вариант: тыс. руб.

И_О = b * К

- издержки на обслуживание электроустановки;

b - норма отчислений на обслуживание, равна 3%.

Первый вариант: тыс. руб.

Второй вариант: тыс. руб.

И_ПОТ = в * W_ПОТ

- издержки, обусловленные потерями энергии в проектируемой установке;

в - удельные затраты на возмещение потерь, принимаются равными 0,8 коп/кВт ч;

W_ПОТ - годовые потери энергии, кВтч/год; для трансформатора:

(2.4)

Где:

n - количество трансформаторов;

Р_ХХ - потери холостого хода, кВт;

Р_КЗ - потери короткого замыкания, кВт;

S_НОМ - номинальная мощность трансформатора, МВА;

Smax - максимальная нагрузка трансформатора, МВА;

- время максимальных потерь.

час. (2.5)

Где:

Т_НБ - продолжительность использования максимальной нагрузки, равна 5500 ч.;

Тогда получаем следующие результаты:

час.

кВт/час.

И_ПОТ = 1277755,3 = 10,222, тыс. руб.

Для первого варианта:

И = 24,06 +11,28 + 10,222 = 45,562, тыс. руб.

З = 0,12 * 375,88 + 45,562 = 90,668, тыс. руб.

Для второго варианта:

И = 30,26 +14,18 + 10,222 = 54,662, тыс. руб.

З = 0,12^. 472,78 + 54,662 = 111,4, тыс. руб.

Исходя из минимума приведенных затрат, первый вариант является более экономичным, поэтому дальнейший расчет будем вести для него.

2.3 Выбор трансформаторов и схемы собственных нужд подстанции

Основными напряжениями, применяемыми в настоящее время в системе собственных нужд (с.н.), являются 6 кВ (для электродвигателей мощностью более 200 кВт) и 0,38/0,23 кВ для остальных электродвигателей и освещения, которые получают питание от понижающих трансформаторов. На двух трансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливаются два ТСН, мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой, с учетом допустимой перегрузки при выполнении ремонтных работ и отказа одного из трансформаторов.

Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования. Наименьшее количество потребителей с.н. на подстанциях, выполненных по упрощённым схемам, без синхронных компенсаторов, без постоянного дежурства. Это - электродвигатели обдува трансформаторов, обогрева приводов ОД и КЗ, шкафов КРУН, а также освещение подстанции. На подстанциях с выключателями ВН дополнительными потребителями являются компрессорные установки (для выключателей ВМК, ВВН, ВВБ), а при оперативном постоянном токе - зарядный агрегат. Для электроснабжения потребителей системы СН подстанций РУ ВН 35-220 кВ предусматриваются применение переменного и выпрямленного оперативного тока. На подстанциях 110 кВ и выше с переменным и выпрямленным оперативным током ТСН присоединяются к выводам 6-10 кВ главных трансформаторов до их выключателей через предохранители. Наиболее ответственными потребителями с.н. подстанций являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения, электрические приёмники компрессорной.

Таблица 2.2 - Cобственные нужды подстанции:

С.Н. п/ст	Установленная мощность, кВт			Нагрузка
	n, штук	РУД, кВт/ед.	Всего			РУСТ, кВт	QУСТ, кВАр
1. Электродвигатели обдува трансформаторов	2	3	6	0,85	0,62	6	3,72
2. Устройство подогрева выключателей У-110-2000-50	5	11,3	56,5	1	-	56,5	-
3. Подогрев шкафов КРУН и КРУ-10	17	1	17	1	-	17	-
4. Подогрев ОД и КЗ	20	0,6	12	1	-	12	-
5. Подогрев шкафов РЗА	1	1	1	1	-	1	-
6. Отопление, освещение, вентиляция ЗРУ-10 кВ с ОПУ	1	25	25	1	-	25	-
7. Освещение ОРУ -110 кВ	1	10	10	1	-	10	-
8. Маслохозяйство	2	200	200	1	-	200	-
9. Подзарядный агрегат	2	23	46	1	-	46	-
ИТОГО:		313,9	3,72

Рассчитаем установленную мощность трансформаторов с.н. по формуле:

(2.6)

Определяем: кВА.

Расчетная мощность потребителей собственных нужд подстанции определяется:

(2.7)

Где:

Кс - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки, принимается равным 0,8;

Определяем: кВА;

В нашем случае применяется два трансформатора с.н., поэтому расчёт мощности одного трансформатора произведём по формуле (1.2):

 кВА.

Окончательно выбираем два трансформатора с.н.: 2 х TM - 250/10.

3. Расчет токов короткого замыкания

При эксплуатации электростанций и электрических сетей в них достаточно часто возникают короткие замыкания (КЗ), которые являются одной из основных причин нарушения нормального режима работы электроустановок и даже энергосистемы в целом.

Короткое замыкание - это замыкание, при котором токи в ветвях электроустановки, примыкающих к месту его возникновения, резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима. Токи короткого замыкания необходимо рассчитывать, для правильного выбора электрооборудования, шин, кабелей, аппаратов, токоограничивающих реакторов. Расчёт токов КЗ в крупной электрической системе представляет достаточно трудную задачу, требующую для строгого решения применения ЭВМ высокого класса. В целях её упрощения обычно достаточно определить ток трехфазного короткого замыкания в месте повреждения.

Для расчёта токов короткого замыкания воспользуемся главной схемой электрических соединений, выбранной в п. 2.1.

На расчетной схеме намечаем точки КЗ - так, чтобы аппараты и проводники попадали в наиболее тяжелые условия. Наиболее практичными точками являются сборные шины всех напряжений.

Расчёты токов КЗ упрощаются при использовании схем замещения. В схемах замещения все величины должны быть взяты при одних и тех же условиях, т. е. выражены в одной и той же системе единиц.

Схемы замещения, в которых представлены конкретные элементы исходных реальных схем, путём последовательных эквивалентных преобразований приводятся к простейшим эквивалентным схемам замещения источник - точка КЗ.

При этом широко используются известные из курса теоретических основ электротехники способы эквивалентного преобразования схем.

Составим расчетную схему нашей проектируемой подстанции. В схему замещения ее элементы (система, генератор, трансформатор, линия) входят своими индуктивными сопротивлениями.

3.1 Определение параметров схемы замещения

Производим расчет токов трехфазного КЗ в относительных единицах (приближенное приведение).

Принимаем следующие базисные условия:

За базисное напряжение принимаем напряжения равные средним номинальным напряжениям сети, которые равны 115 кВ и 10,5 кВ, другими словами: = 115 кВ, кВ. Принятые базисные напряжения вытекают из точек КЗ, которые намечаются в расчетной схеме, т. е. К1 - на шинах высокого напряжения подстанции, К2 - на шинах низкого напряжения.

За базисную примем мощность трансформаторов: .

Базисные токи в данном случае определяются по формуле:

(3.1)

Определяем базисные токи:

Параметры схемы замещения определяются следующим образом:

 (3.2)

Где:

- относительное сопротивление генератора;

- базисная мощность;

- номинальная мощность генератора;

Определяем сопротивления всех генераторов схемы:

(3.3)

Где:

- удельное сопротивление линии;

L - длина линии;

Uб - базисное напряжение ступени, на которой находится линия;

Определяем сопротивления всех линий схемы:

(3.4)

Где:

- напряжение короткого замыкания;

- номинальная мощность трансформатора;

Напряжения короткого замыкания трансформатора возьмем по справочным данным, тогда сопротивление трансформатора равно:

3.2 Расчет токов КЗ

Точка К1:

Преобразовываем параллельные сопротивления Х2:

Преобразуем треугольник сопротивлений (Х4, Х5, Х7) в эквивалентную звезду (Х8, Х9, Х10), объединяем ЭДС генераторов и производим упрощения:

Определяем трёхфазный ток короткого замыкания в точке (К1):

Точка К2:

Для расчёта тока короткого замыкания в точке (К2) необходимо произвести преобразования с учётом сопротивлений трансформаторов, см.:

Определяем трёхфазный ток короткого замыкания в точке (К2), приведённый к напряжению 110 кВ:

Тогда этот же ток на стороне 10 кВ будет равен:

3.3 Расчет ударных токов КЗ

Наибольшего значения полный ток КЗ достигает при наибольших значениях его составляющих. Максимальное мгновенное значение полного тока КЗ - i_у называют ударным током. В практических расчетах максимальное значение полного тока КЗ обычно находят при наибольшем значении апериодической составляющей, считая, что он наступает приблизительно через полпериода, что при f=50 Гц составляет около 0,01с с момента возникновения КЗ. Значение ударного тока короткого замыкания определяется по формуле:

(3.5)

Где:

Ку - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей;

Iпо - начальное значение периодической составляющей тока КЗ;

Для упрощения можно воспользоваться средними значениями Та и Ку.

Для точки К1 (система связана с шинами воздушными линиями 110 кВ):

Ку = 1,16.

Та = 0,03 с.

Для точки К2 (система связана со сборными шинами 6-10 кВ через трансформатор мощностью 40 МВА):

Ку = 1,82.

Та = 0,05 с.

Результаты расчета токов КЗ и ударных токов снесем в таблицу 3.1:

Таблица 3.1 - Результаты расчета токов КЗ:

Расчётный параметр	Точка короткого замыкания
	K1	K2
,кА	4,1875	22,01
,кА	9,771	56,65

4. Выбор коммутационных аппаратов

Коммутационные аппараты предназначены для включения в работу элементов сети (линий, трансформаторов, генераторов, синхронных компенсаторов и т. д.), для обеспечения надежности энергоснабжения, для отключения и вывода в ремонт поврежденного оборудования, для обеспечения безопасности обслуживающего персонала и т. п.

К коммутационным аппаратам можно отнести:

- выключатели;

- отделители;

- короткозамыкатели;

- разрядники;

- разъединители;

- предохранители;

- заземлители.

Для надежной работы коммутационных аппаратов необходимо надежное и четкое управление.

Данное управление могут обеспечить схемы релейной защиты и автоматики.

4.1 Выбор выключателей

Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов к. з. и включение на существующее короткое замыкание.

Выбор выключателей производим по следующим параметрам:



Где:

Uном, Iном - паспортные (каталожные) параметры выключателя;

k - коэффициент, зависящий от допускаемых длительных повышений номинального тока, для генераторов k = 1,05, для трансформаторов не работающих в блоке с генератором k = 1,4.

3. Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по следующим условиям:

I_no < I_дин * i_У < I_mдин (4.3)

Где:

I_no и i_У - расчетные значения периодической составляющей тока КЗ и ударного тока в цепи, для которой выбирается выключатель;

Iдин, Imдин - действующее и амплитудное значение предельного и сквозного тока КЗ (каталожные параметры выключателя).

4. Выключатель также необходимо проверить на способность отключения апериодической составляющей токов КЗ:

Для определения определяют апериодический ток:

(4.5)

Где:

- время отключения выключателя;

= t_РЗMIN + tс.в (4.6)

Где:

t_РЗMIN - минимальное время действия релейной защиты, принимается равным 0.01 c.

t_С.В - собственное время отключения выключателя, без привода;

Та - постоянная времени затухания, определена в п. 3.3.

Необходимо определяют возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ, для чего определяют процент содержания i_a в токе КЗ:

(4.7)

5. На термическую стойкость выключатель проверяют по условию:

Где:

В_К - значение импульса квадратичного тока, гарантированное заводом изготовителем, определяется по формуле:

(4.8)

Где:

I_T - термический ток предельной стойкости;

t_T - допустимое время действия термического тока предельной стойкости;

I_T и t_T - справочные данные;

В - расчетный импульс квадратичного тока КЗ, определяется по формуле:

(4.9)

Где:

t_откл - время отключения КЗ:

t_откл=t_рз+t_вык (4.10)

Где:

t_рз - время действия релейной защиты;

t_вык - собственное время отключения выключателя с приводом (каталожное данное);

Необходимо отметить, что расчетным видом КЗ для проверки на электродинамическую и термическую стойкость является ток трехфазного КЗ. Разъединители, отделители выбираются по номинальному напряжению Uном, номинальному длительному току Iном, а в режиме КЗ проверяются на термическую и электродинамическую стойкость.

Условия выбор выключателей представим в таблице 4.1:

Таблица 4.1 - Условия выбора выключателей:

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные выключателя	Условие выбора
Uуст	Uном
	Iном
Iпо	Iдин
Iу	Iмдин
	ном
B	Iт, tт

Выбор выключателей на стороне 110 кВ:

1) Определяем рабочий ток через выключатель:

2) Выбираем выключатель: МКП - 110Б - 630 - 20 У1.

Условия (4.1) и (4.2) выполняются (номинальное напряжение выключателя UНОМ = 110 кВ, номинальный ток IНОМ = 630 А).

3) По справочным данным:

I_дин = 20 кА.

I_mдин = 52 кА.

По таблице 3.1 для точки К1: Iпо = 4,1875 кА, Iу = 9,771 кА,

4) По формуле (4.5) рассчитаем iа:

,

Где:

Та = 0,03c;

- определяется по формуле (4.6):

определим по формуле (4.7):



5) По формуле (4.10) рассчитаем В:

Где:

Та = 0,03c.

tоткл - определяется по формуле (4.11):

- релейная защита на микропроцессорной технике;

По формуле (4.9) определим Вк:

В < В_K - условия (4.8) выполняется.

Расчёт всех остальных выключателей аналогичен, поэтому результаты их выбора приведём ниже в виде таблиц 4.2 - 4.3.

Расчет выключателей на стороне 10 кВ:

Определяем рабочий ток через выключатель:

n = 2, т.к. трансформатор типа ТРДН.

.

Таблица 4.2 - Результаты выбора выключателей на 10 кВ:

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные выключателя	Условие выбора
Uуст =10 кВ	Uном = 11 кВ
= 2,223 кА	Iном = 2,5 кА
Iпо = 22,01 кА	Iдин = 31,5 кА
Iу = 56,65 кА	Iмдин = 80 кА
=0,094	ном = 0,1
B = 92,04 кА2с	Iт, tт = 3969

На стороне 10 кВ принят выключатель типа: ВМПЭ - 11 - 2500 - 31,5 Т3.

Расчет выключателей на стороне 10 кВ на нагрузке:

Определяем рабочий ток через выключатель на одном из присоединений нагрузки:

Таблица 4.3 - Результаты выбора выключателей 10 кВ на нагрузке:

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные выключателя	Условие выбора
Uуст =10 кВ	Uном = 10 кВ
= 289 А	Iном = 630 А
Iпо	Iдин = 20 кА
Iу	Iмдин = 52 кА

На стороне 10 кВ на нагрузке принят выключатель типа: ВМПЭ - 10 - 630 - 20 У3.

4.2 Выбор разъединителей

Разъединитель является контактным коммутационным аппаратом, предназначенным для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключённом положении изоляционный промежуток.

Выбор разъединителей производим по следующим параметрам:

Где:

Uном, Iном - паспортные (каталожные) параметры разъединителя;

k - коэффициент, зависящий от допускаемых длительных повышений номинального тока, для генераторов к = 1,05, для трансформаторов не работающих в блоке с генератором к = 1,4.

3. Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по следующим условиям:

I_no < I_дин * i_У < I_mдин (4.14)

Где:

I_no и i_У - расчетные значения периодической составляющей тока КЗ и ударного тока в цепи, для которой выбирается разъединитель;

Iдин, Imдин - действующее и амплитудное значение предельного и сквозного тока КЗ (каталожные параметры разъединителя).

4. На термическую стойкость разъединитель проверяют по условию:



Где:

В_К - значение импульса квадратичного тока, гарантированное заводом изготовителем, определяется по формуле:

(4.16)

Где:

I_T - термический ток предельной стойкости;

t_T - допустимое время действия термического тока предельной стойкости;

I_T и t_T - справочные данные;

В - расчетный импульс квадратичного тока КЗ, определяется по формуле:

(4.17)

Где:

t_откл - время отключения КЗ:

t_откл=t_рз+t_вык (4.18)

Где:

t_рз - время действия релейной защиты;

t_вык - собственное время отключения выключателя с приводом (по справочнику);

Условия выбор разъединителей представим в таблице 4.4:

Таблица 4.4 - Условия выбора выбора разъединителей:

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные выключателя	Условие выбора
Uуст	Uном
	Iном
Iпо	Iдин
Iу	Iмдин
B	Iт2 tт

Для разъединителей значения токов короткого замыкания, времени t откл., значения ударных токов, аналогично соответствующим выключателям.

Расчет разъединителей на стороне 110 кВ:

Таблица 4.5 - Результаты выбора разъединителей на 110 кВ:

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные выключателя	Условие выбора
Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ
= 404,18 А	Iном = 630 А
Iпо = 4,1875 кА	Iдин = 31,5 кА
Iу = 9,771 кА	Iмдин = 80 кА
B = 5,44 кА2с	Iт2 tт = 3969

Результатом выбора будет разъединитель: РНДЗ-1-110/630Т1 с приводом ПДН - 220Т. Расчет разъединителей на стороне 10 кВ:

Таблица 4.6 - Результаты выбора разъединителей на 10 кВ:

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные выключателя	Условие выбора
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
= 2,223 кА	Iном = 2500 А
Iпо = 22,01 кА	Iдин = 45 кА
Iу = 56,65 кА	Iмдин = 125 кА
B = 92,04 кА2с	Iт2 tт = 8100

Результатом выбора будет разъединитель: РВР-10/2500 У3 с приводом ПДВ - 1У3.

Расчет разъединителей на стороне 10 кВ на нагрузке:

Таблица 4.7 - Результаты выбора разъединителей 10 кВ на нагрузке:

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные выключателя	Условие выбора
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
= 289 А	Iном = 400 А
Iпо	Iдин = 16 кА
Iу	Iмдин = 41 кА
B	Iт2 tт = 1024

Результатом выбора будет разъединитель: РВ-10/400 У3 с приводом ПР-10.

4.3 Выбор отделителей и короткозамыкателей

Короткозамыкатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для создания искусственного к. з. в электрической цепи. Отделитель внешне не отличается от разъединителя, но у него для отключения имеется пружинный привод. Выбор отделителей и короткозамыкателей производится по тем же условиям, что и выбор разъединителей (исключение составляет то, что короткозамыкатели не проверяют по току нагрузки). Приведём ниже выбор отделителей.

Таблица 4.8 - Результаты выбора отделителей на 110 кВ:

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные выключателя	Условие выбора
Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ
= 404,18 А	Iном = 1000 А
Iпо = 4,1875 кА	Iдин = 31,5 кА
Iу = 9,771 кА	Iмдин = 80 кА
B = 5,44 кА2с	Iт2 tт = 2976,75

Результатом выбора будет разъединитель: ОД-110Б/1000 У1 с приводом ПРО-1У1.

Таблица 4.9 - Результаты выбора короткозамыкателей на 110 кВ:

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные выключателя	Условие выбора
Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ
Iпо = 4,1875 кА	Iдин = 20 кА
Iу = 9,771 кА	Iмдин = 51 кА
B = 5,44 кА2с	Iт2 tт = 1200

Результатом выбора будет короткозамыкатель: КЗ-110 УХЛ1 с приводом ПРК-1У1.

4.4 Выбор предохранителей на ТСН

Для защиты ТСН используем предохранители. Выбор предохранителей производится:

- по напряжению установки: U_уст < U_ном;

- по току: I_max < I_ном;

- по конструкции и роду установки.

Расчетная мощность собственных нужд: S_расч = 298,81 кВА.

А

Напряжение установки: U = 10 кВ.

Выбираем предохранитель типа: ПКТ 101-10-20-31,5У3.

Условие выполняется, что свидетельствует о правильности выбора предохранителей.

5. Выбор токоведущих частей и кабелей

Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций (генераторы, трансформаторы, синхронные компенсаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки. При выборе токоведущих частей необходимо обеспечить ряд требований, вытекающих из условий их работы.

Проводники должны:

1. Длительно проводить рабочие токи без чрезмерного повышения температуры;

2. Противостоять кратковременному электродинамическому и тепловому действию токов КЗ;

3. Выдерживать механические нагрузки, создаваемые собственной массой и массой связанных с ними аппаратов, а также усилия, возникающие в результате атмосферных воздействий;

4. Удовлетворять требованиям экономичности электроустановки.

5.1 Выбор гибких шин и проводов

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами марки АС.

Проводы служат для соединения генераторов с силовыми трансформаторами и с трансформаторами собственных нужд. Гибкие проводы для соединения генераторов и трансформаторов с РУ 6-10 кВ выполняются пучком проводов, закрепленных по окружности в кольцах-обоймах.

Два провода из пучка - сталеалюминевые - несут в основном механическую нагрузку от собственного веса, гололеда и ветра. Остальные провода - алюминиевые - являются только токоведущими. Сечение отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать возможно большими (500, 600 мм²), так как это уменьшает число проводов и стоимость провода.

Сечение гибких шин и проводов выбирается:

1. По экономической плотности тока:

(5.1)

Где:

Iнорм - ток протекающий в нормальном режиме;

jэ - экономическая плотность тока, определяемая в зависимости от времени работы в максимальном режиме (Tmax = 5500 ч);

qэ - экономически выгоднейшее сечение провода;

2. По длительно допустимому току:

Где:

Imax - ток протекающий в послеаварийном режиме;

Iдоп - допустимое значение тока, определяется по справочным данным;

3. По термическому действию тока КЗ:

(5.3)

Где:

qmin - минимальное сечение провода по термической стойкости;

Вк - термический импульс тока КЗ;

С - коэффициент;

q - действительное сечение проводника;

4. По электродинамическому действию тока КЗ.

Гибкие шины и токопроводы обычно крепят на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большими расстояниями между фазами. Однако при больших токах КЗ провода в фазах могут, настолько, сблизится друг с другом, что произойдет их схлестывание.

5. По условию коронирования:

Проверка необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше. Рассмотрим порядок расчета для выбора сечения проводов по условиям короны.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, кВ/см:

(5.4)

Где:

m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0,82);

rо - радиус провода, см;

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

(5.5)

Где:

U - линейное напряжение, кВ;

Dср - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, Dср = 1,26D;

D - расстояние между соседними фазами.

Провода не будут коронировать, если выполняется условие:

(5.6)

Выбор токоведущих частей на стороне 110 кВ:

Токоведущие части от сборных шин до выводов трансформатора:

Мощность на стороне ВН: ;

Определяем рабочий одного трансформатора:

Где:

n = 2 - число параллельно работающих трансформаторов.

Определяем экономическую плотность тока (Tmax = 5500 ч):

По формуле (5.1) определяем экономически целесообразное сечение:

Выбираем провод типа: АС - 150/24.

Проверка по току послеаварийного режима:

Тогда имеем: Iдоп = 450 А > Iпав = 289 А, - условие выполняется.

Проверку на схлестывание проводов в данном случае проводить не нужно, т. к.: .

Проверку на термическую стойкость выполнять не требуется (т. к. провода голые, располагаются на открытом воздухе).

Проверка по условию коронирования:

По формуле (5.4) определяем начальную критическую напряженность электрического поля:

По формуле (5.5) определяем напряженность электрического поля:

Где:

rо = 0,79 см.;

U = 110 кВ.

Dср = 1,26 * D = 1,26300 = 378

Окончательно принимаем токоведущие части от сборных шин до выводов трансформатора в виде провод типа АС - 150/24.

Выбор сборных шин на стороне 110 кВ:

Мощность на стороне СН: .

Определяем рабочий ток на шинах:



По формуле (5.1) определяем экономически выгодное сечение:

Выбираем провод марки: АС - 300/39.

Проверка по току послеаварийного режима:

Проверку на термическую стойкость выполнять не требуется (т.к. провода голые, располагаются на открытом воздухе).

Проверку по условию коронирования, для провода АС - 300/39 проводить не надо, она заведомо пройдет, т.к. по предыдущим расчетам в тех же условиях по условию короны проходит провод марки АС - 120/19.

Окончательно принимаем сборные шины в виде провода типа АС - 300/39.

5.2 Выбор жестких шин

В закрытых РУ 6-10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. При токах до 3000 А применяются одно и двух полосные шины.

Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам 6-10 кВ из проводников прямоугольного или коробчатого сечения крепятся на фарфоровых изоляторах. Выбор ошиновки производится по экономической плотности тока. Но по экономической плотности не выбираются сборные шины.

Выбранные шины проверяются:

- по допустимому току из условий нагрева;

- на термическую стойкость при воздействии токов КЗ;

- на динамическую стойкость при КЗ (механический расчет);

Выбранные шины должны удовлетворять условиям нагрева:

Проверка шин на электродинамическую стойкость:

В РУ с жесткими шинами, производится определение частоты собственных колебаний для алюминиевых шин:

(5.8)

Где:

L - длинна пролета между изоляторами, м;

J - момент инерции поперечного сечения шины;

q - поперечное сечение шины.

Выбор жестких шин от выводов трансформатора до РУ 10 кВ.

Определяем рабочий ток на шинах:

;

Где:

n = 2 - число параллельно работающих трансформаторов;

m = 2 - показывает на то, что обмотка трансформатора расщеплена.

По формуле (5.1) определяем экономическое сечение:

Выбираем жесткие шины прямоугольного сечения: 100х8 = 800.

В аварийном режиме, протекает ток:

Выбранные нами шины - двух полосные (каждая фаза выполнена из двух полос), поэтому возникают усилия между полосами и между фазами. Усилие между полосами не должно приводить к их соприкосновению. Для того, чтобы уменьшить это усилие, в пролёте между полосами устанавливаются прокладки. Пролёт между прокладками lп выбирается таким образом, чтобы электродинамические силы, возникающие при к.з., не вызывали соприкосновения полос:

Механическая система: две полосы-изоляторы должны иметь частоту собственных колебаний больше 200 Гц, чтобы не произошло резкого увеличения усилия в результате механического резонанса.

Исходя из этого величина l_п выбирается еще по одному условию:

Таким образом имеем:

а_п = 2 * b = 2 * 1 = 2 см

Е = 710³ Па;

J = 121³/12 = 1 см⁴;

кА;

К_ф = 0,38;

m_п = 2,710³121100 = 3,24 кг;

м;

м;

Принимаем l_п=0,51 м. Число прокладок в пролёте:

При четырёх прокладках в пролёте, длина пролёта равна:

Определим силу взаимодействия между полосами в пакете двух полос:

Напряжение в материале шин от взаимодействия полос, МПа,



Где:

W_п - момент сопротивления одной полосы, см³;

l_п - расстояние между прокладками, м;

МПа.

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:

Где:

l_ф - длина пролета между изоляторами;

W_ф - момент сопротивления пакета шин;

см³

МПа.

Механическая прочность проверяется из условия:

Окончательно принимаем: алюминиевые шины типа: СШ А 2(120х10), при количестве полос на фазу 2, где I_доп = 3200 А. Выбор изоляторов на сборных шинах РУ 10 кВ. Выбираем опорные изоляторы: И8-80 УХЛ3.

Разрушающая нагрузка на изгиб Fразр = 8 кН.

Определяем допустимую нагрузку:

Определяем расчетную нагрузку по формуле:

Условие выполняется:

Выбранный опорный изолятор удовлетворяет всем необходимым требованиям. Окончательно принимаем изолятор типа: И8-80 УХЛ3.

Выбираем проходные изоляторы: ИП - 10/3150 - 4250У.

Разрушающая нагрузка на изгиб Fразр = 4,25 кН.

По формуле определяем допустимую нагрузку:

Расчетную нагрузку определим по формуле:

5.3 Выбор кабелей для ТСН

Кабели выбираются:

- по напряжению установки Uуст < Uном;

- по экономической плотности тока:

qэк = Iнорм / jэк

- по допустимому току Imax < Iдоп;

Нагрузка ТСН: S_расч= 298,81 кВА;

Определяем ток в нормальном режиме:

А

Определяем экономически выгодное сечения кабеля:

мм²

Где:

J_Э = 1,2 для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами.

Проверяем выбранный кабель с учетом прокладки в земле по формуле:

Где:

(при t_СР =25 ⁰С, предельная температура проводника = 60 ⁰С) - поправочный коэффициент на температуру среды.

(в земле проложен один кабель) - поправочный коэффициент на прокладку в земле.

А.

6. Выбор релейной защиты основных элементов схемы

Релейная защита (РЗ) является важнейшей частью автоматики электроустановок и энергосистем. Её основная задача состоит в том, чтобы обнаружить повреждённый участок электрической системы и возможно быстрее выдать управляющий сигнал на её отключение. Дополнительная задача релейной защиты заключается в сигнализации о возникновении анормальных режимов. Релейная защита выполняется с помощью реле различных типов.

Релейная защита предназначена для обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей путём постоянного контроля параметров изучаемого объекта и выдачи сигналов для того, чтобы автоматика или персонал приняли меры по ликвидации аномального режима.

Любой комплект релейной защиты должен удовлетворять следующим требованиям:

Селективность (избирательность) - т. е. способность комплекта РЗ распознавать и производить отключения только повреждённого объекта.

Быстродействие - способность быстрого отключения повреждённого элемента системы.

Чувствительность - т. е. любой комплект РЗ должен с достаточной надёжностью реагировать на повреждения в своей зоне действия и не должен реагировать на повреждения на смежных участках.

Надёжность - любой комплект РЗ должен надёжно отличать повреждения в защищаемой зоне от повреждений вне её. Быть всегда в состоянии готовности к действию, независимо от состояния внешней системы.

Основными элементами для защиты являются:

- Линии электропередач (ЛЭП);

- Трансформаторы;

- Генераторы и двигатели;

- Шины и токопроводы.

Наиболее распространённым видом защит является максимальная токовая защита (МТЗ).

Устройство максимальной токовой защиты предназначено для защиты линий с односторонним питанием и силовых трансформаторов напряжением 35-220 кВ. МТЗ имеет следующие преимущества: низкую стоимость используемых трансформаторов тока, отсутствие специальной конструкции для установки трансформаторов тока и возможность размещения их практически в любом месте присоединения, повысив таким образом зону действия защиты.

Схема защиты содержит магнитные трансформаторы ТВМ Т1-Т3, пусковые органы Р1-Р6, содержащие элементы ИЛИ И1-И3, элементы памяти П1-П2, элемент времени В, усилитель У. элементы сигнализации С1-С3 и выходной орган Р.

Для линий с двусторонним питанием, а также для замкнутых электрических сетей не удаётся выполнить селективную максимальную токовую защиту. Селективность действия в этих случаях может обеспечить максимальная токовая направленная защита, отличающаяся от обычной МТЗ наличием дополнительного органа направления мощности.

Наряду с МТЗ в системах электроснабжения используется токовая отсечка (ТО). Селективность действия ТО обеспечивается соответствующим подбором тока срабатывания. В большинстве случаев отсечки выполняют без выдержек времени.

В сетях с заземлёнными для защиты от коротких замыканий на землю используются токовые отсечки нулевой последовательности (эти защиты выполняются с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности, сердечники которых охватывают все три фазы).

В системах электроснабжения в зависимости от режима работы и вида к. з. изменяются токи повреждения, поэтому чувствительность токовых и токовых направленных защит, зоны действия отсечек не остаются постоянными. В минимальном режиме работы системы электроснабжения они могут оказаться недостаточными. В сложных сетях максимальная токовая направленная защита не всегда удовлетворяют требованиям селективности и быстродействия. В связи с этим желательно иметь защиту, характеристическая величина которой не зависит от режима работы системы электроснабжения, а время действия защиты определяется только расстоянием от места ее установки до места к. з. Такой защитой является дистанционная защита, которая реагирует на отношение напряжения к току в месте установки защиты. Это отношение называется сопротивлением на зажимах реле защиты. При соответствующем включении реле это сопротивление пропорционально расстоянию от места установки защиты до места к. з. и не зависит от режима работы системы электроснабжения. В измерительных органах защиты используют измерительные реле сопротивления.

Дистанционная защита обычно выполняется трехступенчатой с относительной селективностью. Параметрами каждой ступени являются длина защищаемой зоны и время срабатывания. По характеристикам выдержек времени ее первая, вторая и третья ступени аналогичны соответствующим ступеням токовой защиты.

Основной защитой от междуфазных коротких замыканий является продольная дифференциальная защита.

Несмотря на то, что трансформаторы и автотрансформаторы конструктивно надежны, в эксплуатации имеют место их повреждения и нарушения нормальных режимов работы, поэтому для обеспечения бесперебойности электроснабжения силовые трансформаторы должны иметь соответствующие защиты, обеспечивающие нормальный режим работы трансформаторов с высокой надежностью.

Основными видами защиты силовых трансформаторов является продольная дифференциальная и газовая защиты. Продольная дифференциальная защита действует при к. з. между фазами, при к. з. на землю и замыкании витков одной фазы.

В соответствии с ПУЭ для защиты от повреждений на выходах трансформаторов, а также от внутренних повреждений дифференциальная защита должна устанавливаться на трансформаторах мощностью 6300 кВА и выше. Допускается предусматривать продольную дифференциальную защиту на трансформаторах мощностью 4000 кВА, при параллельной работе трансформаторов, в целях селективного отключения поврежденного трансформатора, а также на рабочих трансформаторах собственных нужд и на трансформаторах мощностью 1000 кВА и более, если токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности или максимальная защита имеет выдержку времени более 0,5 с или отсутствует газовая защита.

Для защиты трансформаторов небольшой мощности эффективно используется простая быстродействующая защита - токовая отсечка. Для трансформаторов также используется защита от перегрузки, действующая на сигнал. В свою очередь, все трансформаторы мощностью 1000 кВА и более имеют газовую защиту, которая реагирует на все виды внутренних повреждений трансформатора, а также действует при утечке масла из бака.

В настоящее время все воздушные высоковольтные линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше оснащаются автоматическими фиксирующими измерительными приборами, которые называют фиксаторами. Фиксаторы подразделяются на фиксаторы напряжения (фиксирующие вольтметры) и на фиксаторы тока (фиксирующие амперметры), отличающиеся от вольтметров и амперметров выполнением входных цепей. С их помощью фиксируются значения симметричных составляющих нулевой или обратной последовательности токов и напряжений на концах ВЛ вовремя к. з. Для этого фиксаторы включаются через соответствующие фильтры симметричных составляющих. Полученные данные используются для расчета расстояния до места несимметричного к. з. на ВЛ. При этом оказывается возможным значительно ускорить и удешевить процесс отыскания повреждения на ВЛ (особенно в случае успешного АПВ) и получить значительный экономический эффект.

Остаётся только добавить, что релейные защиты подразделяются на основные (предназначенные для работы при всех видах повреждений или части из них в пределах всего защищаемого элемента энергосистемы) и резервные (предназначенные для резервирования основной защиты в случае её отказа или вывода из работы). Современные энергосистемы оснащены комплексом как относительно простых, так и достаточно сложных релейных защит, обеспечивающих их эффективное функционирование.

7. Выбор контрольно-измерительных приборов для основных цепей схемы и источника оперативного тока

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электростанциях и подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов.

В зависимости от характера объекта и структуры его управления объём контроля и место установки контрольно-измерительной аппаратуры могут быть различными. Приборы могут устанавливаться на главном щите управления (ГЩУ), блочном щите управления (БЩУ) и центральном щите (ЦЩУ) на электростанциях с блоками генератор-трансформатор и на местных щитах. В зависимости от особенностей режима работы даже на аналогичных присоединениях количество контрольно-измерительных приборов может быть различным.

7.1 Выбор измерительных приборов

В соответствии с ПУЭ показывающие или реагирующие электроизмерительные приборы должны иметь класс точности не ниже 2.5 (счетчик не ниже 2, а для линий связей 10-110,220 кВ и выше - класс точности 0.5).

Класс точности счетчиков реактивной энергии выбирают на одну ступень ниже класса точности соответствующих счетчиков активной энергии.

Для фиксирующих приборов допускается класс точности 3. Амперметры подстанций, РУ могут иметь класс точности - 4.

Приборы, необходимые для установки на подстанции приведём ниже в виде таблицы 7.1.

Таблица 7.1 - Перечень контрольно-измерительных приборов на проектируемой подстанции:

...

Цепь	Место установки прибора	Перечень приборов
Понизительный двух обмоточный трансформатор	ВН	-
	НН	Амперметр, счетчики активной и реактивной энергии, ваттметр
Сборные шины 110,10 кВ	На каждой Секции шин Системе шин	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения, вольтметр для измерения фазного напряжения с переключением
Секционный, шин соединительный выключатель 10 кВ	Секционный выключатель	Амперметр
Линия 110 кВ	-	Амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях, ваттметр, варметр, фиксирующий прибор

Подобные документы

• Проектирование подстанции 35/10 кВ

  Проектирование электрической части электростанций и подстанций. Выбор схем электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационной аппаратуры, выключателей, заземляющих разъединителей и трансформаторов на проектируемой подстанции.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 17.02.2013
  

• Проектирование электрической части ТЭЦ-180 МВт

  Разработка структурной схемы выдачи электроэнергии. Расчет токов короткого замыкания. Выбор токоведущих частей и сборных шин, контрольно-измерительных приборов, типов релейной защиты, измерительных трансформаторов и средств защиты от перенапряжений.
  
  курсовая работа [647,0 K], добавлен 20.03.2015
  

• Проектирование теплоэлектроцентрали мощностью 320 МВт

  Специфика электрической части ТЭЦ. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Расчет токов короткого замыкания для аппаратов и токоведущих частей. Типы релейной защиты, токоведущих частей и измерительных приборов ТЭЦ.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 28.06.2011
  

• Проектирование подстанции 35/10 кВ

  Выбор схем электрических соединений согласно действующим нормативным документам. Расчет токов короткого замыкания, молниезащиты подстанции. Выбор коммутационного оборудования на проектируемой подстанции, измерительных трансформаторов тока и напряжения.
  
  курсовая работа [2,1 M], добавлен 25.02.2014
  

• Разработка электрической части станции ТЭЦ-300 МВт

  Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания для аппаратов и токоведущих частей. Выбор измерительных приборов.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 09.04.2012
  

• Проектирование электрической части подстанции

  Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационных аппаратов, сборных шин и кабелей. Контрольно-измерительные приборы. Схемы открытого и закрытого распределительных устройств.
  
  курсовая работа [369,6 K], добавлен 22.09.2013
  

• Разработка конденсационной электрической станции для электрической мощности 300 МВт

  Структура организации охраны труда на предприятиях электрических сетей. Разработка вариантов схем и выдачи энергии. Расчет токов короткого замыкания. Выбор оборудования, измерительных приборов и измерительных трансформаторов, типов релейной защиты.
  
  дипломная работа [231,8 K], добавлен 06.06.2014
  

• Расчет электрической части ТЭЦ с установленной мощностью 180 МВт

  Выбор генераторов и трансформаторов для теплоэлектроцентрали. Расчет токов короткого замыкания, определение параметров выключателей и разъединителей. Обеспечение релейной защиты оборудования электростанции. Установка контрольно-измерительных приборов.
  
  курсовая работа [295,6 K], добавлен 09.03.2012
  

• Проектирование электростанций

  Выбор генераторов и вариантов схем проектируемой станции. Выбор и обоснование упрощенных схем распределительных устройств разных напряжений. Расчет релейной защиты, токов короткого замыкания и выбор электрических аппаратов и токоведущих частей.
  
  дипломная работа [1,0 M], добавлен 21.06.2011
  

• Производство электрической энергии на ТЭЦ-320МВт

  Технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений ТЕЦ, выбор ее генераторов, трансформаторов, измерительных приборов, распределительных устройств и релейной защиты. Расчет токов короткого замыкания аппаратов и токоведущих частей.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 28.06.2011
  

• Технический проект теплофикационной электростанции – теплоэлектроцентрали

  Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей. Выбор типов релейной защиты, токоведущих частей, измерительных приборов и измерительных трансформаторов.
  
  курсовая работа [4,0 M], добавлен 23.03.2013
  

• Проектирование электрической части подстанции

  Обоснование главной схемы электрических соединений подстанции. Выбор трансформаторов собственных нужд. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационной аппаратуры на стороне напряжения 220 кВ. Контрольно-измерительные приборы для цепей схемы.
  
  курсовая работа [605,5 K], добавлен 23.06.2016
  

• Проектирование электрической части ТЭЦ при расширении ее парогазовой установкой

  Обоснование необходимости расширения электростанции, выбора площадки строительства. Разработка вариантов схем выдачи мощности и выбор основного электрооборудования станции. Выбор токов короткого замыкания, релейной защиты, автоматики и КИП электростанции.
  
  дипломная работа [4,6 M], добавлен 12.05.2015
  

• Проектирование подстанции 35/10 кВ

  Проектирование электрических станций. Выбор схем электрических соединений на стороне 35 и 10 кВ. Расчет токов короткого замыкания. Выбор аппаратуры на проектируемой подстанции. Напряжение и мощность трансформаторов. Расчет молниезащиты подстанции.
  
  курсовая работа [2,7 M], добавлен 02.06.2014
  

• Релейная защита понизительной трансформаторной подстанции

  Расчеты электрической части подстанции, выбор необходимого оборудования подстанций. Определение токов короткого замыкания, проверка выбранного оборудования на устойчивость к воздействию токов короткого замыкания. Расчеты заземляющего устройства.
  
  курсовая работа [357,3 K], добавлен 19.05.2013
  

• Проектирование подстанции 220/110/10 кВ

  Обоснование выбора схем электрических соединений подстанции. Расчет электрических нагрузок, токов короткого замыкания. Выбор трансформатора, реактора, выключателей, жестких шин. Определение параметров схемы замещения. Расчет заземляющего устройства.
  
  курсовая работа [195,2 K], добавлен 17.05.2015
  

• Проектирование электрической части КЭС мощностью 2400 МВт

  Проект конденсационной электрической станции. Разработка вариантов структурных схем. Выбор типов и конструкции синхронных генераторов и трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационных аппаратов, контрольно-измерительных приборов.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 23.03.2015
  

• Выбор основного оборудования на проектируемой подстанции

  Обоснование схемы электрических соединений. Выбор количества отходящих линий и генераторов на УТЭЦ. Дистанционное управление выключателями. Выбор контрольно-измерительных приборов для основных цепей схемы. Описание конструкции распределительных устройств.
  
  курсовая работа [675,8 K], добавлен 27.10.2012
  

• Проектирование тепловой электростанции мощностью 300 МВ

  Выбор оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей. Выбор токоведущих частей и типов релейной защиты.
  
  курсовая работа [370,0 K], добавлен 18.04.2012
  

• Реконструкция релейной защиты и автоматики подстанции 220/110/10 кВ "Аргамак"

  Выбор электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов, измерительных трансформаторов, оперативного тока. Расчет собственных нужд подстанции, токов короткого замыкания, установок релейной защиты. Автоматизированные системы управления процессами.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 11.01.2016
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам