Размещено на http://www.allbest.ru/

КЫРГЫЗСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ им. И. РАЗЗАКОВА

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

Кафедра «Возобновляемые источники энергии»

«Утверждаю»

Зав. кафедрой к.т.н., доцент Т.Ж. Жабудаев

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине

«Электрическая часть ГЭС»

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ:

1. Географический район Токтогульский

2. Число генератора 3, мощностью 120

3. Нагрузка 100 МВт на напряжение 220кВ, число линий 3

4. Напряжение 500кВ связи с системой, число линий связи 2

их длина 50 км.

5. Аварийный резерв системы 200 МВт.

6. Мощность КЗ на шинах системы 3000 МВА.

Графики выработки мощности ГЭС (брутто) и нагрузки на 220кВ.

Часы	0-16	16-20	20-24	Кол-во суток
Зима	90%	100%	90%	165
Лето	63%	70%	63%	205

Нагрузки на напряжении 220кВ принять постоянной во времени

Зимой ________________Летом___________________

СОСТАВ И ОБЪЕМ ПРОЕКТА

I. Расчетно - пояснительная записка включает в себя следующие этапы:

1. Введение. Перспективы развития энергетики Кыргызской Республики.

2. Суточные графики нагрузок.

3. Выбор числа, типа и мощности трансформаторов на основе технико-экономического сравнения.

4. Выбор схемы электрических соединений станции.

5. Выбор схемы собственных нужд станции

· Определение и расчет нагрузок СН станции.

· Выбор числа, типа и мощности трансформатора СН.

6. Расчет токов короткого замыкания

· Составление схемы замещения прямой, обратной и нулевой последовательностей.

· Определение соответствующих сопротивлений элементов системы в относительных единицах.

· Выбор мест вида короткого замыкания.

· Расчет периодический составляющей тока КЗ.

· Расчет ударного тока КЗ.

7. Выбор токоведущих частей и электрических аппаратов

· Выбор токоведущих частей.

· Выбор выключателей и разъединителей.

· Выбор измерительных трансформаторов.

· Выбор измерительных приборов.

· Выбор и проверка трансформаторов тока.

· Выбор и проверка трансформаторов напряжения.

· Выбор конструкции РУ ВН, СН, НН.

8. Выбор кабеля питающего двигатель _____кВт.

Объем пояснительной записки 30-40 стр.

II. Графическая часть

На ватмане формата А1 вычертить в масштабе 1:20; 1:50; 1:100 или 1:200:

а) схему электрических соединений станции, включая собственные нужды станции.

б) план и разрез ОРУ.

На чертеже размеры указываются либо все в м, либо все в мм.

Чертежи выполнить в соответствии с требованиями ГОСТ.

Дата выдачи задания ____________ Подпись студента___________

Дата защиты проекта____________ Подпись преподавателя___________

Бишкек 2014 г.

Введение

Проектирование электрической части гидравлической станции производится согласно программе курса «электрическая часть ГЭС». В учебном проектировании вообще, а тем более в курсовом проектировании из-за ограниченности времени и недостаточности исходных данных невозможна комплексная разработка электрической станции. Поэтому неизбежны упрощающие проектирование условности и допущения, не имеющие места в реальном проектировании. В объем курсового проекта входит разработка электрической части станции, а необходимые сведения по гидравлической части станции указываются в задании. В упрощенной форме в задании приводятся такие параметры электрической системы, в которой будет работать проектируемая станция, мощность к.з. на шинах системы, необходимая для расчета токов к.з. в. схеме проектируемой станции, и резервная активная мощность в системе, которая может быть использована при аварийном отключении генераторов (блоков) электростанции. Графики выработки мощности станции и нагрузок потребителей даются в задании также упрощено - малоступенчатыми.

Методические указания призваны помочь студенту самостоятельно выбрать в проекте удовлетворительный вариант принципиальный схемы станции на основании упрощенного технико- экономического сравнения двух-трех вариантов схем. Наряду с методикой проведения технико - экономических расчетов приведен также пример выполнения такого расчета для электрической части ГЭС.

Студенту следует ознакомиться с примером выполнения расчетов станции независимо от его собственного задания. Это необходимо для подготовки к экзамену, а также для более качественного выполнения курсового проекта, так как в примере рассматриваются характерные случаи встречающиеся в проектировании.

Параметры и режимы генераторов

На основании данных задания о единичной мощности генераторов для ГЭС по справочнику принимается тип генератора. В таблице приводятся необходимые для расчетов параметры: U_ном, P_ном, I_ном, cosц_, x^//_d. Исходя из заданного аварийного резерва системы Р_рез, определяется возможность применения укрупненных блоков как более экономичных по сравнению с простым блоками:

Р_рез. (1)

где n=2,3… - число генераторов единичной мощности Р_ном, подключаемых к одному повышающему трансформатору.

При расчетах принимается, что в нормальных режимах все генераторы станции работают с одинаковыми графиками нагрузок, определяемыми заданным графиком выработки мощности. В аварийных режимах предполагается, что мощность генераторов может быть увеличена до номинальной. Строятся графики выработки мощности станции, и нагрузки на среднем напряжении (СН) в абсолютных единицах (МВт) для зимы и лета. При проектировании ГЭС расход на собственные нужды в технико-экономических расчетах может не учитываться виду его незначительности. Другие графики нагрузок, необходимые для технико-экономического расчета, строятся при выборе мощности трансформаторов.

Выбор числа, мощности и типа трансформаторов и автотрансформаторов

На ГЭС при выдаче мощности на двух напряжениях обычно проводят технико-экономические расчеты для следующих структурных схем выдачи мощности.

В случаях, когда сеть СН имеет изолированную, а сеть высокого напряжения (ВН) глухозаземленную нейтраль, вместо автотрансформаторов (АТ) применяются трехобмоточные трансформаторы. Число АТ связи в варианте «а» как правило, должно быть равно двум (половиной мощности). При СН=35кВ возможна установка одного трехобмоточного трансформатора связи без дополнительных технико - экономических обоснований.

В варианте «б», как правило, должны устанавливаться два АТ блока. Количество блоков n₁ и n₂ необходимо распределять между СН и ВН так, чтобы АТ блоки нормально не работали в комбинированном режиме. Однако может быть допущен такой режим при возможно меньшем перетоке мощности СН-ВН.

Мощность трансформаторов и АТ определяется следующим:

а) Мощность блочных трансформаторов

, МВА, (2)

б) Для выбора мощности АТ связи в варианте «а» и АТ блока в варианте «б» необходимо рассмотреть следующие режимы:

- нормальные режимы (графики загрузки АТ связи и АТ блоков);

- аварийные режимы летний максимум для ГЭС отключение блока, работающего на шины СН. При этом оставшиеся в работе блоки выдают номинальную мощность. В этих режимах нагрузка СН должна быть покрыта полностью (без отключения части потребителей);

-режим выдачи наибольшей мощности блоков, подключенных к шинам СН (в том числе и АТ блоков в варианте «б»), при работе их с номинальной мощностью и минимальной летней нагрузкой СН. Примечание: На структурных схемах станции в обоих вариантах должны быть показаны направления и значения потоков мощности через трансформаторы, подключенные к шинам СН, через АТ связи и АТ блоков в рассмотренных режимах (желательно разными цветами - зима и лето).

Мощностью одного АТ связи

S_{AT ,} МВА, (3)

где 0,5 -коэффициент, учитывающей установки двух АТ половиной мощности; Р _{пер. нб.} - наибольшая величина перетока мощности в рассмотренных режимах, МВт; cos _пер. принять равным 0,92. При выборе мощности АТ связи следует учесть возможность его перегрузки - систематической, если Р _{пер. нб.} наблюдается в нормальном режиме, и аварийной, если Р _{пер. нб.} имеет место в аварийном режиме или в режиме выдачи наибольшей избыточной мощности. Параллельные АТ связи можно подключать через общие выключатели.

в) Мощность АТ блока в случае работы его в трансформаторном режиме

S_{AT ,} МВА, (4)

где К_выг = - коэффициент выгодности автотрансформатора. При работе в комбинированном режиме НН-ВН и СН-ВН мощность одного АТ блока определяется двумя условиями: условием (4) и загрузкой последовательной обмотки:

S _{AT ,} МВА_, (5)

где Р _сн и Q _сн -активная и реактивная мощность АТ на стороне СН; Р_нн и Q _нн - то же на стороне низкого напряжения. Принимается большее значение мощности автотрансформатора.

Определение технико-экономических показателей вариантов схем станции

Экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант, является минимум расчетных затрат

З = pК + И, (6 )

где p_н =0,12 - нормативный коэффициент эффективности,

К = К_т +К_яч - капиталовложения (стоимость трансформаторов К_т и ячеек РУ К_яч с учетом дополнительных расходов на транспорт, монтаж и др.) (тыс. сом). Стоимость трансформаторов и ячеек выбирается по справочнику.

Для пересчета капиталовложений в сомах принят коэффициент в=50

И= (7)

где к_a =6,3%-норма амортизационных отчислений от капиталовложений К;

И_пот = С ( Э_ст + Э_м ) (8)

И_пот -стоимость потерь энергии в стали и в меди. Э_ст и Э_м потери в стали и в меди. Приближенно можно принять: стоимость потерь энергии с =40 тый /кВт.ч.

Годовые потери энергии определяются отдельно в стали и в меди ДЭ_м.

Потери в одном трансформаторе:

(кВт.ч) (9)

(кВт.ч) (10)

где Р_хх и Р_к.з. - потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора, кВт;

Р_3i и Р_лi - нагрузки i-той ступени суточных графиков для зимы (з) и лета (л); МВт;

t_зi и t_лi - продолжительность в часах нагрузок Р_3i и Р_лi зимы и лета; м и м_л - продолжительность зимы и лета в сутках: S-номинальная мощность трансформатора, МВА; cos - коэффициент мощности нагрузок, принимаемый равным cos_г для повышающих

трансформаторов и АТ, а для АТ связи равным 0,92.

Для определения потерь энергии в меди АТ связи необходимо построить графики перетока мощности СН-ВН, а для АТ блока графики загрузки обмоток НН, СН и ВН. Не рекомендуется вести расчеты потерь энергии по Т _нб и .

Стоимостные показатели трансформаторов и ячеек выключателей в обоих вариантах для сопоставимости должны обязательно определяться по одному литературному источнику.

При определении технико-экономических показателей вариантов схем допускается исключение затрат на элементы, повторяющиеся в сравниваемых вариантах.

Для определения элементов, которые различны в сравниваемых вариантах, изображаются структурные схемы станции. Подсчитывается число присоединений в одном и другом вариантах (отходящие линии СН и ВН не учитываются, т.к. они одинаковы в обоих вариантах). При одинаковом числе присоединений стоимость ячеек выключателей РУ не учитывается. При различном - учитывается только стоимость дополнительных ячеек в варианте с большим их числом. При этом для станций с ВН - 500 кВ принимаются воздушные выключатели, которые в этом случае устанавливаются и на других напряжениях станции. Для станций с ВН -220 и 110 кВ предварительно принимается стоимость ячеек с масляными выключателями всех напряжений.

Стоимость трансформаторов и АТ и потери в них учитываются только для тех трансформаторов, режимы, работы которых различны в сравниваемых вариантах.

На основании результатов технико-экономических расчетов принимается к дальнейшему рассмотрению вариант с наименьшими затратами. При различии в затратах менее 5% (по отношению к наименьшим затратам), варианты считаются равноэкономичными. Выбор схемы в этом случае производится на основе инженерной оценки сравниваемых вариантов. Желательно выбрать вариант с меньшими потерями электроэнергии.

Пример технико-экономического расчета по выбору принципиальной схемы электрических соединений ГЭС - 400МВт

Исходные данные:

Число генераторов-3

Единичная мощность генератора-120 Мвт.

Номинальное напряжение генератора -13,8 кВ,

Соs ц_г = 0,85; x^//_d =0,205

Нагрузка на 220 кВ Р_нб = 100 МВт, 3 линии.

Связь с системой по двум линиям 500 кВ длиной 50 км.

Аварийный резерв системы Р_рез = 200 МВт.

Мощность к.з. на шинах системы Sкз = 3000 МВА

График выработки мощности ГЭС (брутто) и нагрузки 110 кВ

Часы	0-16	16-20	20-24
Лето Зима	90% 63%	100% 70%	90% 63%

Схема электрической системы

Выбор типа генератора

Проверяем возможность применения укрупненных блоков.

По формуле (1) получаем: 200 МВт 2х120МВт, т.е. нельзя применять укрупненные блоки с подключением двух генераторов к одному повышающему трансформатору.Мощность блока не должна превышать аварийный резерв системы.

Построение исходных графиков нагрузок

Расход мощности собственные нужды (с.н.) ГЭС в технико-экономическом расчете не учитываем. На рисунке 1 показаны графики выработки мощности ГЭС и нагрузки на 220 кВ:

а) лето б)зима

Рис.1

В связи с тем, что расход на с.н. не учитывается, загрузка блочных трансформаторов будет соответствовать графику нагрузки двух генераторов.

Варианты структурных схем станции

Вариант «а»

Рис.2

В таблице №1 дано распределение потоков мощности для принятого разделения блоков - 2 на 500 кВ и 2 на 220 кВ.

Таблица 1.

Часы	0-16, 20-24	16-20
Выработка блоками №2 и №3, МВт	А) 216	240
	Б) 151.2	168
Нагрузка 110 кВ, МВт	А) 90	100
	Б) 63	70
Переток мощности через АТ связи СН- ВН, МВт	А) 126	140
	Б) 88,2	98

В режиме выдачи наибольшей мощности блоков, подключенных к шинам 220 кВ, при минимальной летней нагрузке:

-выработка мощности блоками №3 и №4 - 240 МВт,

-минимальная летняя нагрузка -63 МВт,

-максимальный переток через АТ связи СН-ВН - 140 МВт.

Выбор мощности трансформаторов и АТ

Мощность АТ связи выбираем из двух режимов:

- Нормального:

S_AT

-Режима выдачи наибольшей мощности:

S_AT

Определяющим является первое условие.

Принимаем к установке 2 хАТДЦТН-32-230/121/13,8.

Потери, кВт	Ux , %	Заводская стоимость,.тыс.руб
Р.к.з.	Рхх
ВН-СН	-	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
145	27	11	34	21	82

Мощность блочных трансформаторов

Sг

трансформатор ток замыкание электрический

На напряжение 220 кВ примем к установке ТДЦ-125-230/13,8:

Потери, кВт	Uk ,%	Заводская стоимость тыс.р.
Рхх	Ркз
120	380	11	158

На напряжение 110 кВ принимаем к установке ТДЦ-125-121/13,8:

Потери, кВт	Uk ,%	Заводская стоимость тыс.р.
Рхх	Ркз
120	400	10,5	96

Вариант «б»

В качестве конкурирующего варианта «б» принимаем схему с двумя АТ блоками. На основе анализа нагрузок в нормальных и аварийных режимах из оставшихся двух трансформаторных блоков один подключаем к шинам 110 кВ, а другой - к шинам 220 кВ.

Рис.3

В таблице 3 дана загрузка обмоток в нормальных режимах.

Таблица 3

Часы	0-16, 20-24	16-20
Выработка блока№4,МВт Нагрузка 110 кВ, МВт Загрузка обмотки 110 кВ одного АТ(НН-СН),МВт Выработка каждого из блков№2 и №3, МВт Загрузка обмотки 220кВ одного АТ(НН-ВН)	а) 63 б) 90 а) 94,5 б) 135 а) 15,75 б) 22,5 а) 63 б) 90 а) 47,25 б) 67,5	70 100 105 150 17,5 25 70 100 52,5 75

Примечание: Для определения загрузки обмотки 110 кВ одного АТ необходимо из нагрузки 110кВ вычесть выработку мощности блоком №4 и разделить на 2. Тогда загрузка обмотки 220 кВ одного АТ определится как разность между выработкой мощности АТ блоком и загрузкой обмотки 110 кВ.

В режиме выдачи наибольшей мощности блоков №2, 3 и 4 подключенных и шинам 110 кВ, блок №4 вырабатывает 100 МВт. При мощности нагрузки 110 кВ 135 МВт блоки №2 и 3 будут выдавать на напряжение 110 кВ (НН-СН) по 17,5 МВт. Остальная мощность блоков №2и 3 будет выдаваться на напряжение 220 кВ в систему (НН-ВН).

В аварийном режиме (отключение блока №4 в летний максимум нагрузки) нагрузка на 110 кВ, равная 150 МВт, будет обеспечиваться АТ блоками (по 75 МВт каждый).

Таким образом, анализ нормальных и аварийных режимов позволяет сделать вывод о том, что АТ блоков работают только в трансформаторном режиме. В соответствии с (4) мощность одного АТ:

где к_выг =

Принимаем к установке АТДЦТН-250-230/121/13,8 75У1.

Потери, кВт		Uк, %	Заводская
Ркз	Рхх	ВН-СН 11	стоимость
ВН-СН, СН-НН, ВН-НН		ВН-НН 32	тыс. руб
520 390 430	145	СН-НН 20	240

Расчет годовых потерь энергии в трансформаторах и АТ

Примем, что географический район расположения станции Средняя Азия. Зима - m₃ =165 суток, лето - m_л=200 суток.

Вариант «а»

Трансформатор ТДЦ - 125 - 230/13,8

Значения мощностей нагрузки трансформатор соответствует выработке мощности генератор блока.

Потери в стали:

Трансформатор ТДЦ-125 -121/13,8

Потери в стали:

Потери в меди:

Э_м=

кВтч.

Автотрансформатор связи АТДЦН -32-230/121/13,8

Потери в стали:

кВт•ч

Потери в меди АТ связи определим по формуле для двухобмоточного трансформатора (10) т.к. обмотка НН не загружена:

Значения нагрузок АТ связи взяты из таблицы 1. С учетом того, что два АТ подключены параллельно.

Вариант «б»

Автотрансформатор АТДЦН-250-230/121/13,8

Потери в стали:

Для расчета потерь энергии в меди предварительно необходимо найти потери мощности к.з. в отдельных обмотках:

Расчеты выполнены согласно следующих формул

)

)

где к_выг= - уточненноезначение коэффициента выгодности АТ.

Значение мощностей загрузки обмоток 110 и 220 кВ взяты из таблицы 3.

Суммарные потери в меди:

Технико-экономические сравнение вариантов

Стоимость трансформаторов собственных нужд ГЭС в технико-экономическом сравнении вариантов не учитываем. Сравнительный анализ схем двух вариантов показывает, что в варианте «а» необходимо учесть стоимость одного ТДЦ-125-230/13,8, одного ТДЦ-125-121/13,8 и двух АТДЦН-32-230 /121/13,8, а в варианте «б» - стоимость двух АТДЦТН-32-230/121/13,8. В годовых издержках учитываем стоимость потерь энергии только в указанных трансформаторах и автотрансформаторах. Число присоединений на всех напряжениях в обоих вариантах одинаково. Поэтому стоимость ячеек выключателей не учитываем.

Капитальные затраты в трансформаторах и АТ

Таблица 4

Оборудование	Расчетная стоимость единицы	Вариант а	Вариант б
		кол-во шт.	общ. ст. т.р.	кол-во шт	общ. ст. т.р.
ТДЦ-125-121/13,8	961,5	1	144	-	-
ТДЦ-125-230/13,8	1581,4	1	221,2	-	-
АТДЦТН-32-230/121/13,8	821,4	2	229,6	-	-
АТДЦТН-250-230/121/13,8 75У1	2401,3	-	-	2	624
Итого:			594,8		624
В тыс.сомах			29740		31200

Примечание: Расчетные стоимости трансформаторов Кр=К определены с учетом коэффициентов для пересчета заводской стоимости

Таблица 5.

п/п	Мощность тр-ра, МВА	Напряжение кВ	Коэффициент
1 2 3 4 5 6 7 8	16 16 32 32 160 160 Однофазное Трехфазное	35 35 110 110 220 220 500 500	2 1,6 1,7 1,5 1,4 1,3 1,3 1,35

Годовые издержки производства

Вариант «а» Учитываем потери энергии в ТДЦ-125-121/13,8, в ТДЦ-125-230/121/13,8 и в АТДЦТН-32-230/121/13,8.

Потери в стали:

кВт.ч.

Потери в меди:

кВт.ч

Стоимость потерь энергии:

U_пот=

Амортизационные отчисления в сомах:

U_а=

Суммарные годовые издержки

U»а»=2902+1873,6=4775,6 тыс.сом.

Вариант «б» Учитываем потери энергии в двух АТДЦТН-250-230/121/13,8:

Стоимость потерь энергии:

Амортизационные отчисления:

U_а = (6,3/100)·31200 = 1965 тыс.сом

Суммарные годовые издержки

U»б» =2633 + 1965,6 = 4598,6 тыс. сом.

Расчетные затраты

Вариант «а» З_а = 0,12· 29740 + 4775,6 = 8344,4 тыс. сом

Вариант «б» З_б = 0,12· 31200 + 4598,6 = 8342,6 тыс. сом

Разница в расчетных затратах

З = (8344,4 - 8342,6)· 100/8342,6 = 0,02%.

Так как затраты различаются менее, чем на 5%, варианты являются равноэкономичными. Учитывая, что в варианте «б» меньше потерь энергии выбираем вариант «б».

Таблица 6

Варианты	К, тыс.сом	Uа, тыс.сом	Uпот, тыс.сом	З, тыс.сом
Вариант а	29740	1873,6	2902	8344,4
Вариант б	31200	1965	2633	8342,6

Методическое указание по расчету тока трехфазного к.з.

Расчет токов к.з. производится для выбора или проверки параметров электрооборудования.

Расчет токов к.з. выполняется в следующем порядке:

- для рассматриваемой энергосистемы составляется расчетная схема;

- по расчетной схеме составляется электрическая схема замещения;

- путем постепенного преобразования приводят схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания или группа источников, характеризующиеся определенным значением результирующей ЭДС Е_рез , были связаны с точкой к.з. одним результирующим сопротивлением Х_рез;

- зная результирующую ЭДС источника и результирующее сопротивление, по закону Ома определяют начальное значение периодической составляющей тока к.з. I_по, затем определяют ударный ток к.з. i_у.

Составление расчетной схемы установки

Под расчетной схемой понимают упрощенную однолинейную схему электроустановки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на ток к.з. и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов.

Пример расчетной схемы варианта «б» был выбран по технико- экономическому сравнению из вариантов «а» и «б» (рис 3).

Все элементы схемы необходимо привести к одной ступени напряжения, которую называют основной, разделение на ступени напряжения удобно выполнить на расчетной электрической схеме. Для этого возле каждого элемента, начиная с генератора, нагрузки, трансформатора подписать его номинальное напряжение. Элементы с напряжением одного класса объединяют в одну ступень. За основную ступень обычно принимают ту, на которой произошло к.з. (см. рис 4).

Рис.4.

Разделение электрической схемы на ступени напряжения.

В целях упрощения расчетов для каждой электрической ступени вместо ее действительного напряжения в расчетах указывают среднее номинальное напряжение U_ср, (кВ): 0,4; 6,3; 10,5; 13,8; 15,75; 18; 20; 24; 37; 115; 154; 230; 340; 515.

Так для схемы на рис.4. базисные напряжения по приближенному приведению будут:

U_б1=230 кВ; U_б2=115 кВ; U_б3=13,8 кВ; U_б4=6,3 кВ.

Составление электрической схемы замещения.

На электрической расчетной схеме электроустановки намечают точки, в которых предполагается к.з. (см. рис.4.). Затем составляется схема замещения для конкретной точки к.з., которая включает в себя все источники энергии (система, станция, отдельный генератор , синхронный компенсатор и двигатель находящийся рядом с точкой к.з.) и элементы (трансформаторы, линии, реакторы) по которым протекает ток к.з. от источника к месту к.з. (см. пример рис.5.).

Определение ЭДС источника и сопротивлений элементов схемы методом относительных единиц приближенного приведения.

Все формулы для расчетов приведены в таблице 7.

Таблица 7

Наименование элемента	Относительные единицы приближенного приведения
ЭДС генератора синхронного компенсатора или системы
Сопротивление системы
Сопротивление генератора или синхронного компенсатора
Сопротивление двухобмоточного трансформатора или автотрансформатора
Сопротивление трехобмоточного трансформатора или автотрансформатора	где,
Сопротивление двухобмоточного трансформатора с обмоткой низшего напряжения, расцепленной на две ветви	где,
Сопротивление воздушной или кабельной линии
Сопротивление одинарного реактора
Сопротивление сдвоенного реактора

Особенности расчетов токов к.з. в системе относительных единиц.

Удобнее всего для расчета токов к.з. для проверки оборудования в сетях выше 1 кВ и схем, имеющих два и более ступени напряжения пользоваться методом - приближенное приведение в относительных единицах. Для этого произвольно выбирается базисная мощность S_б, МВА.

Если в схеме только один генератор ,то можно принять S_б=S_г, для других схем обычно принимают S_б=1000 МВА, а базисный ток определяется по формуле :

I_б=, кА

Определение начального значения периодической составляющей тока к.з.

После преобразования схемы и нахождения результирующего сопротивления определяют начальное значение периодической составляющей тока к.з. по формуле:

I_по=, кА

Определение ударного тока к.з.

Ударный ток к.з. - это наибольшее возможное мгновенное значение тока к.з. Ударный ток к.з. определяется по формуле:

i_у=,

где -ударный коэффициент

справочные данные К_у в /Л3, табл.3.8/.

Пример:

Определим токи к.з. в точке К1 (см. рис.4.) методом приближенного приведения относительных единиц.

Составляем эквивалентную схему замещения для точки к.з. К1 (шины 220 кВ).

Рис.5. Схема замещения для точки к.з. К1.

Принимаем S_б=1000 МВА;

Определяем базисный ток на ступени 1:

I_б= кА;

Определим ЭДС источника и сопротивлений элементов схемы. Используем формулы из таблицы 7.

ЭДС генераторов и системы:

Е;

Е

Сопротивления:

Системы: Х₁=Х_с=;

Генераторов Г1, Г2, Г3, Г4:

Х₂=Х₃=Х₄=Х₅=0,22;

Трансформаторов: ТДЦ-125000/220:

Х₆=Х_т1=;

ТДЦ-125000/110:

Х₇=Х_т2=;

Автотрансформаторов:

U_кв=0,5·(32+11-20)=11,5%;

U_кс=0,5·(11+20-32)=-0,5%;

U_кн=0,5·(32+20-11)=20,5%;

Х₈=Х₉=Х_тв=;

Х₁₀=Х₁₁=Х_тс=0;

Х₁₂=Х₁₃=Х_тн=;

Трансформаторы собственных нужд:

Х₁₄=Х_тсн=;

Линии: Х₁₅=Х_л1=0,4·100·;

Т.к. линия двухцепная, то

Х_л1/2=0,756/2=0,378.

Каждому сопротивлению в схеме замещения присваивается свой порядковый номер, который сохраняется за денным сопротивлением в течение всего расчета (см. рис.5.).

а)

б)

в) г)

Рис.6. Этапы преобразования расчетной схемы замещения

Сопротивления схемы на рис.6а:

Х₁₆=Х₁+Х₁₅=0,26+0,378=0,638;

Х₁₇=Х₆+Х₂=0,88+1,98=2,86;

Х₁₈=Х₇+Х₅=0,84+1,98=2,82;

Х₂₀=Х₁₉=Х₁₂+Х₃=0,82+1,98=2,8.

Сопротивления и ЭДС схемы на рис.6б:

Х₂₁=;

Х₂₂=0;

Х₂₃=;

Е_г2,3=.

Сопротивления схемы на рис.6в:

Х₂₄=Х₂₂+Х₁₈=0+2,82=2,82.

Сопротивления схемы на рис.6г:

Х₂₅=Х₂₁+Х₂₃+;

Х₂₆=Х₂₁+Х₂₄+.

Определим начальное значение периодической составляющей тока к.з. в точке К1

Значение токов по ветвям:

от системы: = кА;

от генератора Г1: = кА;

от генераторов Г2, Г3: = кА;

от генератора Г4: = кА;

Суммарное значение: I_пок1=3,72+0,87+1,43+0,71=6,73 кА.

Выбираем ударный коэффициент К_у /Л3, табл.3.8/

системы: К_у=1,717;

генераторов Г1, Г2, Г3, Г4: К_у=1,965.

Определим ударные токи к.з. в точке К1:

Значение токов по ветвям:

от системы: I_у=I_по·К_ус=·3,72·1,717=9,03 кА;

от генератора Г1: I_у=I_по·К_уг=·0,87·1,965=2,41 кА;

от генераторов Г2, Г3: I_у=I_по·К_уг=·1,43·1,965=3,97 кА;

от генератора Г4: I_у=I_по·К_уг=·0,71·1,965=1,97 кА;

Суммарное значение: I_ук1=9,03+2,41+3,97+1,97=17,38 кА.

Выбор токоведущих частей и электрических аппаратов

Выбор токоведущих частей

Генератор с трансформатором рекомендуется соединять комплектным экранированным токопроводом (при Рг60 мВт) или шинным мостом из жестких голых алюминиевых шин. В цепи собственных нужд 6 кВ применяют закрытый токопровод 6 кВ или кабель, Вся ошиновка на напряжении 35 кВ и выше выполняется проводами А или АС.

Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току).

За расчетный ток принимается возможный максимальный ток, который не должен превышать допустимый ток I_max I _дon

Определение расчетных токов

Цепь генератора. Ток нормального режима определяют по номинальной мощности P_ном при номинальном напряжении U_ном и соs_ном:

I_норм =I_ном=

Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима определяют из условия работы генератора при снижении напряжения на 5%;

I_max=

Цепь двухобмоточного трансформатора со стороны ВH

I_норм =I_ном =

Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима в учебном проектирование можно принять.

I_max=(1,3 : 1,4) I _норм

Цепь трехобмоточного трансформатора или автотрансформатора.

Загрузка цепей BH, CH, HH зависит от конкретных условий: графика нагрузки, генератора, нагрузки на среднем напряжении. При блочном соединении генератора с трансформатором на стороне HH I_ном определяется так же, как в цепи генератора.

Выбор жестких шин.

При токах до 3000 А применяют одно и двухполосные шины. При больших токах рекомендуются принимать шины коробчатого или трубчатого сечения. Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току). За расчетный ток принимается возможный максимальный ток, который на должен превышать допустимый ток

I_мах I_доп

I_доп - допустимый ток по условиям нагрева, (приводится в справочниках) (Л.1.). При температуре воздуха, отличной от принятой V_0ном=25⁰с, допустимый ток пересчитывается по формуле

J_доп=J_{доп ном}

Для шин и проводов допустимая температура V_доп=70⁰, V_0ном=25⁰, тогда

I_доп=I_{доп ном} ,

Где V₀-действительная температура воздуха.

Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений по экономический плотности тока не проверяются.

Проверка шин на термическую стойкость при к.з. производится по условию

V_k V_кдоп, или q_min q

где V_k-температура шин при нагреве током к.з., V_kдоп -допустимая температура нагрева шины при к.з. для медной шины 300⁰с, для алюминиевый шины -200⁰с.

q_min - минимальное сечение по термической стойкости,

q - выбранное сечение.

При приближенных расчетах минимальное сечение шины (проводника), отвечающие требованию его термической стойкости при к.з., можно определить по формуле

q_min=,

где С- функция, значения которой для алюминиевой шины равна 91 A/мм² для медной - 167

В_к- тепловой импульс тока к.з., кА²с. который определяется из выражения

В_к=I_по²(t_отк+Т_а),

где I_по- периодическая составляющая тока КЗ, t_отк- время отключения.

Для генераторов 60 МВт и выше рекомендуется принимать время отключения t = 4c, Т_а- постоянная времени, которая равна на выводах генератора Т_а= 0,185с, на РУ ВН с трансформаторами 32 МВА и выше -0,115с, 100 МВА и выше - 0,14с.

Проверка шин на электродинамическую стойкость.

Определяется удельная сила действующая на шину

f_расч= 0,87_уд,

где а - расстояние между фазами, м,

i_уд- ударный ток к.з., кА

Изгибающий момент, действующий на шины, Н·м

М_изг=,

где l - длина пролета, м.

Напряжение в материале шины, Па,

_расч=,

где W-момент сопротивления шины, м³, определяются по выражениям приведённым в таблице 4.1 (Л.3).

Шины обладают динамической стойкостью если

где _доп- допустимое напряжение в материала шин, _разр- временное сопротивление разрыву материала шин. Моменты сопротивления шин различного профиля и взаимного расположения определяются в (Л.2 стр.223), в (Л.З.стр.285).

В расчетах двухполосной шины необходимо учесть усилия возникающие между полосами (Л.2.).

При выборе экранированных комплектных токопроводов в цепи генератора проверку на электродинамическую стойкость можно не производить.

Выбор гибких токопроводов

Провода ЛЭП, длинных связей блочных трансформаторов с ОРУ, гибкие токопроводы генераторного напряжения проверяются по экономической плотности тока

q_эк=

где J_норм -ток нормального режима (без перегрузок), j_Э- нормированная плотность тока, А/мм² (Л.1,2,3).

Найденное сечение округляется до ближайшего стандартного. Выбранное сечение проверяются на нагрев (по допустимому току)

I_{max доп}

и на термическую стойкость

V_k; q_min=

На электродинамическую стойкость гибкие шины проверяются при I_k20кА и провода ВЛ при i_уд

При выполнении гибких токопроводов голыми проводами на открытом воздухе проверка на термическую стойкость не производится.

Выбор шин в РУ - 220 кВ

Наибольший ток I_нб = 306,7 А.

По току выбираем провод АС - 300/39,

I_доп = 710 А, d_пр = 24 мм.

Расчетная точка КЗ - (К-1)

Проверим провод по короне.

Начальное напряжение общей короны

кв/см.

где, m=0,82 коэффициент учитывающий шероховатость провода марки АС

r_пр=d₀/2=24/2=12 мм =1,2 см

напряженность вокруг провода

кв/см

где м - среднее расстояние между проводами

Условие проверки по короне

кв/см выполняется.

Провод АС - 300/39 по короне в РУ - 220 кВ проходит.

Выбор выключателей

Выбор выключателей производят по важнейшим параметрам:

-- по напряжению установки ;

--по длительному току I_норм I_{ном ,} I_махI_ном

--по отключающей способности.

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию

I_n.t I _{отк, ном.}

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока к.з..

i_A,,

где

i_Aном- номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени t;

_н нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе в % (по каталогам или по рис. 454 Л.3);

I _t - апериодическая составляющая тока к.з. в момент расхождения контактов;

t -наименьше время от начала к.з. до момента расхождения дугогасительных контактов:

t=t_{3 min}+t_c,в;

Здесь t_3min=0,01 c -минимальное время действия релейной защиты;

t _с,в -собственное время отключения выключателя.

Если условия I_n,t I_{отк,ном} соблюдается, а i_A,t I_a,ном , то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току к.з.

(

По включающей способности проверка производится по условию

i_{у n,0}

где i_у - ударный ток к.з. в цепи выключателя;

I _n,0- начальное значение периодический составляющей тока к.з. в цепи выключателя;

I _вкл- номинальный ток включения (действующее значение периодической составляющей);

i_вкл -наибольший пик тока включения (по каталогу).

Заводами-изготовителями соблюдается условие

i_вкл =1,8I_вкл,

где к_у = 1,8 - ударный коэффициент, нормированный для выключателей. Проверка по двум условиям необходим потому, что для конкретной системы к_у может быть более 1,8.

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам к.з.:

I_n,0 I _дин; i_уI _дин

где I _дин- наибольший пик( ток электродинамической стойкости) по каталогу;

I_дин- действующее значение периодический составляющей предельного сквозного тока к.з.

Проверка по двум условиям производится по тем же соображениям, которое указаны выше.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока к.з.:

В_к

где В_к- тепловой импульс тока к.з. по расчету;

I_тер - среднеквадратичное значение тока за время его протекания ( ток термической стойкости) по каталогу,

t_тер- длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, с.

Пример:

Выбрать выключатель Q1 и разъединитель QS1 в цепи генератора 100 МВт, работающего на шины 13,8 кВ. Расчетные токи приведены в таблице 8.

Таблица 8

точка КЗ	источник	In,0 KA	In,t KA	iy kA	ia,t kA
К1	G1 G3,G2 G4 Система	0,87 1,43 0,71 3,72	0,809 1,22 0,674 3,72	2,41 3,97 1,97 9,03	0,973 1,6 0,794 0,709
	Суммарное значение	6,73	6,42	17,38	4,076
К2	G4 G3,G2 система +G1	1,78 3,58 6,35	1,63 2,89 6,35	4,94 9,94 15,41	1,9 3,9 1,2
	Суммарное значение	11,71	10,87	30,94	7
К3	G1 G3, G2, G4 Система	21,13 11,49 19,85	16,37 10,34 19,85	59,01 31,92 48,19	20,03 8,78 0,135
	Суммарное значение	52,47	46,56	139,12	28,94
К4	G4 G3,G2 система +G1	21,13 11,01 19,48	16,37 9,909 19,48	59,01 30,59 47,3	20,03 8,41 0,133
	Суммарное значение	51,62	44,85	136,9	28,57
К5	G4, G3 G2 система +G1	11,15 21,13 19,78	10,035 16,37 19,78	30,98 59,01 48,02	8,52 20,03 0,135
	Суммарное значение	52,06	46,18	138,01	28,68

Выбор выключателей в цепи генераторов

Номинальный ток:

Наибольший ток:

Выбираем выключатель типа МГУ-20-90/6300 У3.

t_с.в = 0,15; в_н = 0,2

Определим расчетные токи КЗ для момента отключения.

с.

Периодический ток КЗ (точка К-3).

- от системы кА.

- от Г 1 при отношении

и ф=0,16 с

по кривым находим

и кА.

-от Г2, Г3, Г4 при отношении

по кривым находим

и кА.

Периодический ток КЗ от внешних источников.

кА

Апериодический ток КЗ.

- от системы: кА

- от Г 1: кА

- от Г2, Г3, Г4: кА

Апериодический ток КЗ от внешних источников

кА

Тепловой импульс тока КЗ

- от системы: кА²Мс

- от Г1: кА²Мс

- от Г2, Г3, Г4: кА²Мс

где t_отк =0,2 с для генераторов мощностью 100 МВт.

Тепловой импульс тока КЗ от внешних источников.

кА²Мс.

выключатель в цепи генератора выбирается по одному из токов КЗ -от самого генератора или от внешних источников, который больше по величине.

Таблица 9

Расчетные данные	Каталожные данные
	МГУ-20-90/6300 У3	РВР-20/6300 У3
Uуст = 13,8 кВ Imax = 4889,8 A Iпф = 46,56 кА iaф = 28,94 кА Iпф+ iaф= =46,56+28,94= =94,78 кА Iп,о = 52,47 кА iу = 139,12 кА Вк = 419,29 кА2Мс	Uном = 20 кВ Iном = 6300 кА Iотн.ном = 90 кА кА Iотн.ном(1+ вн/100)= =90(1+0,2)=152,7 кА Iдин = 90 кА iдин = 300 кА кА2Мс	Uном = 20 кВ Iном = 6300 кА - - - - iдин = 260 кА кА2Мс

Выбранные выключатель и разъединитель удовлетворяют предъявляемым требованиям.

Выбор измерительных трансформаторов

а) Выбор трансформаторов тока.

Трансформаторы тока выбирают:

--по напряжению установки

U_уст U_ном ;

--по току

I_норм I _{1ном ;} I_мах I_1ном;

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

--по конструкции и классу точности:

--по электродинамический стойкости:

i _y K_эд I_1ном i _yi _дин,

где i_y - ударный ток КЗ по расчету; К_эд - кратность электродинамический стойкости по каталогу; I_1ном -номинальный первичный ток трансформатора тока; i_дин -ток электродинамический стойкости.

Электродинамическая стойкость шиных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства, вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются,

-- по термической стойкости

B_k

где i_y - тепловой импульс по расчету; К_t -кратность термической стойкости по каталогу; t_тер -время термической стойкости по каталогу; I_тер - ток термической стойкости;

--по вторичной нагрузке

Z_2ном

где Z₂- вторичная нагрузка трансформатора тока; Z_2ном -номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Рассмотрим подробнее выбор трансформаторов тока по вторичной нагрузке. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому Z₂r₂. Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

r₂ = r_приб + r_пр + r_к

Сопротивление приборов определяется по выражению

r_приб =S_приб / I²₂

где

S_приб-мощность протреблямая приборами; I₂- вторичный номинальный ток прибора.

Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов. Сопротивление соединительных проводов зависит от длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности необходимо выдержать условие

r_приб +r_пр + r_к Z_2ном

откуда

r_пр = Z_2ном - r_приб - r_к

Зная r_пр можно определить сечение соединительных проводов

q = l_расч/r_пр

где -удельное сопротивление материала провода. Провода с медными жилами (=0,0175) применяются во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более, а также на подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше . В остальных случаях во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами (=0,0283) ;

l_расч- расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока.

Длину соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец) можно принять для разных присоединений приблизительно равной, м:

Все цепи ГРУ 6-10 кВ, кроме линий к потребителям …………….40-60

Цепи генераторного напряжения блочных электростанций … .20-40

Линии 6-10 кВ к потребителям………………….…………… ……..4-6

Все цепи РУ

35 кВ…………………………………………………………… . . 60-75

110кВ……………………………………………………………. . 75-100

220кВ……………………………………………………………..100-150

330-500кВ………………………………………………………...150-175

Для подстанций указанные длины снижают на 15-20%.

В качестве соединительных проводов применяют многожильные контрольные кабели с бумажной, резиновой, полихлорвиниловой или полиэтиленовой изоляцией в свинцовой, резиновой, полихлорвиниловой или специальной теплостойкой оболочке. По условию прочности сечение не должно быть меньше 4мм² для алюминиевых жил и 2,5 мм² для медных жил (см. ПЭУ, 3.4.4.). Сечение 6мм² обычно не применяется.

б) Выбор трансформаторов напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются:

--по напряжению установки

U_устU_ном;

--по конструкции и схеме соединения обмоток;

--по классу точности;

--по вторичной нагрузке

S₂ S_ноу

где S_ном- номинальная мощность в выбранном классе точности, при этом следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме открытого треугольника- удвоенную мощность одного трансформатора ;

S₂-нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, В.А.

Для упрощения расчетов нагрузки приборов можно не разделять по фазам, тогда

S₂

Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбранном классе точности, то устанавливают второй трансформатор напряжения и часть приборов присоединяют к нему.

Для упрощения расчетов при учебном проектировании можно принимать сечение проводов по условию механической прочности 1,5мм² для медных жил и 2,5мм² для алюминиевых жил.

Пример:

Выбрать трансформаторы тока и напряжения для присоединения измерительных приборов в цепи генератора 100МВт, включенного на шины 13,8кВ. Расчетные данные приведены в таблице 8.

Так как участок от выводов генератора до стены турбинного отделения выполнен комплекстным токопроводом ТЭКН-Е-20-10000-300, то выбираем трансформаторы тока, встроенные в токопровод ТШ-20-10000/5, . Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в таблице 10.

Выбор трансформатора тока в цепи генератора.

В цепи генератора выбираем ТТ типа ТШВ-15-6000/5

Таблица 10

Расчетные данные	Каталожные данные

Подобные документы

• Разработка электрической части теплоэлектроцентрали

  Выбор главной схемы электрических соединений. Проектирование структурной схемы станции. Выбор трансформаторов и источников питания. Способы ограничения токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей электрической станции.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 17.12.2015
  

• Проектирование электрической части конденсационной электростанции

  Разработка структурной схемы станции и блочных трансформаторов. Описание схемы электрических соединений и расчет токов короткого замыкания. Выбор комплектного токопровода, электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей в заданных цепях.
  
  курсовая работа [414,2 K], добавлен 23.03.2014
  

• Проектирование электрической части понижающей подстанции 110/35/6 кВ

  Характеристика главной схемы электрических соединений станции и схемы собственных нужд. Выбор силовых трансформаторов и выключателей. Пути расчетов токов короткого замыкания, выбор электрических аппаратов и проводников. Проектирование главной схемы.
  
  дипломная работа [491,4 K], добавлен 29.04.2011
  

• 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
  

• Расчет трансформаторной подстанции для питания потребителей

  Расчет нагрузки и выбор главной схемы соединений электрической подстанции. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и проводников. Релейная защита, расчет заземления подстанции.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 17.12.2014
  

• Электрическая часть районной подстанции 220/110/35/10

  Разработка структурной и принципиальной схемы электрических соединений подстанции. Выбор оперативного тока, схемы питания электрических аппаратов, токоведущих частей и изоляторов. Расчет токов короткого замыкания. Проверка токоограничивающих реакторов.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 20.07.2011
  

• Расчет электрической части КЭС-400

  Выбор основного оборудования: генераторов и трансформаторов. Технико-экономический расчет схемы проектируемой электростанции. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей. Описание необходимой аппаратуры управления.
  
  курсовая работа [293,5 K], добавлен 05.05.2014
  

• 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
  

• Проектирование конденсационной электрической станции мощностью 1200 Мвт

  Выбор главной схемы электрических соединений тепловой конденсационной электростанции. Расчет установленной мощности электрооборудования. Выбор трансформаторов. Определение токов короткого замыкания. Выбор напряжения, схема синхронных турбогенераторов.
  
  курсовая работа [2,3 M], добавлен 19.12.2014
  

• Проект узловой подстанции 330/35/6

  Выбор числа и мощности силовых трансформаторов и сечений проводов питающих высоковольтных линий. Разработка принципиальной электрической схемы подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Проверка электрических аппаратов и токоведущих частей подстанции.
  
  курсовая работа [498,0 K], добавлен 24.11.2012
  

• Расчет и подбор электрооборудования станции

  Разработка схемы распределения электроэнергии для питания местной и удаленной нагрузок. Выбор числа и мощности рабочих трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания для проверки электрических аппаратов и проводников; выбор электрооборудования станции.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 19.05.2013
  

• Электроснабжение машиностроительного предприятия. Реконструкция распредустройства

  Характеристика потребителей. Расчет электрических нагрузок. Выбор питающих напряжений, мощности и числа цеховых трансформаторов. Компенсация реактивной мощности. Выбор токоведущих частей и расчет токов короткого замыкания. Выбор и расчет аппаратов.
  
  курсовая работа [498,7 K], добавлен 30.12.2005
  

• 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
  

• Расчет подстанции 35/6 кВ

  Выбор главной электрической схемы и оборудования подстанции. Определение количества и мощности силовых трансформаторов и трансформаторов собственных нужд. Расчет токов короткого замыкания. Подбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих частей.
  
  курсовая работа [2,1 M], добавлен 24.10.2012
  

• Проектирование теплоэлектроцентрали

  Выбор и обоснование схемы электрических соединений и схемы электроснабжения потребителей собственных нужд теплоэлектроцентрали, расчет токов короткого замыкания. Критерии подбора электрических аппаратов и проводников, измерительных трансформаторов.
  
  дипломная работа [672,1 K], добавлен 20.04.2011
  

• Электрическая часть станции ТЭЦ мощностью 60 МВт

  Технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений. Расчёт токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей. Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств, измерительных приборов и трансформаторов.
  
  курсовая работа [361,3 K], добавлен 09.04.2012
  

• Проектирование электростанции

  Проектирование схемы электрической станции типа ТЭЦ с одним высшим напряжением. Выбор структурной схемы проектируемой станции, нужного оборудования. Определение токов короткого замыкания. Разработка схемы электрических соединений электростанции.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 22.07.2014
  

• Проект районной понизительной подстанции 110/10 кВ

  Технико-экономический расчет числа и мощности силовых трансформаторов. Выбор электрических соединений подстанций. Расчет токов короткого замыкания. Выбор оборудования и токоведущих частей. Релейная защита и автоматика. Заземление и освещение подстанции.
  
  дипломная работа [2,7 M], добавлен 24.06.2012
  

• Проектирование электрической части ТЭЦ

  Выбор генераторов, трансформаторов, главной схемы электрических соединений и схемы нужд. Составление вариантов структурной схемы станции. Схема перетоков мощности через автотрансформаторы связи. Определение затрат на капитальные вложения. Расчет токов.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 26.03.2014
  

• Проектирование электрической подстанции 110/10 кВ

  Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания и их ограничение. Определение структурной схемы. Разработка главной схемы подстанции. Выбор и проверка электрических аппаратов, кабелей и электроизмерительных приборов.
  
  курсовая работа [3,5 M], добавлен 22.09.2014
  

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