Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«ОМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
СУРГУТСКИЙ ФИЛИАЛ
Кафедра: Электроснабжение промышленных предприятий
Курсовая работа
по дисциплине «Электростанции и подстанции»
Тема: пример компоновки и расчета главной
электрической схемы ТЭЦ
Вариант 2
Выполнил: ст. гр. Э-410
Артамонов И. А.
Проверил: к. т. н., доцент
Долингер С. Ю.
Сургут 2013
|
Технические параметры станции |
Усл. обозн. |
Ед. изм. |
Вариант 2 |
|
Мощность станции |
Ртэц |
МВт |
480 |
|
Вид топлива |
Газ |
||
|
Суточный график работы генераторов |
Табл № |
3 |
|
|
Параметры первого потребителя |
|||
|
Напряжение |
U1 |
кВ |
10 |
|
Максимум активной мощности |
Р1 |
% |
20 |
|
Вид промышленности |
Рис № |
3 |
|
|
Параметры второго потребителя |
|||
|
Напряжение |
U2 |
кВ |
110 |
|
Максимум активной мощности |
Р2 |
% |
65 |
|
Вид промышленности |
Рис № |
5 |
|
|
Параметры энергосистемы 1 |
ЭС 1 |
||
|
Мощность энергосистемы |
S1 |
МВА |
5800 |
|
Относительное сопротивление |
Хс1 |
о.е. |
0,83 |
|
Параметры энергосистемы 2 |
ЭС 2 |
||
|
Мощность энергосистемы |
S2 |
МВА |
3000 |
|
Относительное сопротивление |
Хс2 |
о.е. |
0,83 |
|
Схема соединения энергосистем и станции |
Рис. № |
2 |
|
|
Длина линий электропередач |
L1 |
км |
56 |
|
L2 |
км |
63 |
|
|
L3 |
км |
Выбираем два генератора P=32 МВТ и один - P=63 МВТ
Структурные схемы проектируемой электроустановки.
а)
б)
Суточные графики мощностей в нормальном режиме работы станции
Суточные графики мощностей в нормальном режиме работы станции (сх. а)
|
t |
Sг |
Sсн |
Sг-Sсн |
S1 |
Sпер |
Sг |
Sсн |
Sг-Sсн |
S2 |
Sобм |
|
0 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
1 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
2 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
3 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
4 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
5 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
6 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
7 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
8 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
194,8 |
|
9 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
194,8 |
|
10 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
194,8 |
|
11 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
194,8 |
|
12 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
194,8 |
|
13 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
194,8 |
|
14 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
194,8 |
|
15 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
194,8 |
|
16 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
194,8 |
|
17 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
174,7 |
-4,9 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
296,0 |
224,8 |
|
18 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
174,7 |
-4,9 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
296,0 |
224,8 |
|
19 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
174,7 |
-4,9 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
296,0 |
224,8 |
|
20 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
21 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
22 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
23 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
Суточный график перетока мощности в нормальном режиме работы станции (сх. а)
Суточные графики мощностей в нормальном режиме работы станции (сх. б)
|
t |
Sг |
Sсн |
Sг-Sсн |
S1 |
Sпер |
Sг |
Sсн |
Sг-Sсн |
S2 |
Sобм |
|
0 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
1 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
2 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
3 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
4 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
5 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
6 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
7 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
8 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
194,8 |
|
9 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
194,8 |
|
10 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
194,8 |
|
11 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
194,8 |
|
12 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
194,8 |
|
13 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
194,8 |
|
14 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
194,8 |
|
15 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
194,8 |
|
16 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
194,8 |
|
17 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
174,7 |
-4,9 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
296,0 |
224,8 |
|
18 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
174,7 |
-4,9 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
296,0 |
224,8 |
|
19 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
174,7 |
-4,9 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
296,0 |
224,8 |
|
20 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
21 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
22 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
|
23 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
190,1 |
Суточный график перетока мощности в нормальном режиме работы станции (схема б)
Суточные графики мощностей в ремонтном режиме ГРУ (сх. а)
|
t |
Sг |
Sсн |
Sг-Sсн |
S1 |
Sпер |
Sг |
Sсн |
Sг-Sсн |
S2 |
Sобм |
|
0 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
1 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
2 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
3 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
4 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
5 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
6 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
7 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
8 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
185,9 |
-83,8 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
127,1 |
|
9 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
185,9 |
-83,8 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
127,1 |
|
10 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
185,9 |
-83,8 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
127,1 |
|
11 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
185,9 |
-83,8 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
127,1 |
|
12 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
185,9 |
-83,8 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
127,1 |
|
13 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
185,9 |
-83,8 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
127,1 |
|
14 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
185,9 |
-83,8 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
127,1 |
|
15 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
185,9 |
-83,8 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
127,1 |
|
16 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
185,9 |
-83,8 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
127,1 |
|
17 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
174,7 |
-72,6 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
296,0 |
157,1 |
|
18 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
174,7 |
-72,6 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
296,0 |
157,1 |
|
19 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
174,7 |
-72,6 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
296,0 |
157,1 |
|
20 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
21 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
22 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
23 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
Суточный график перетока мощности в ремонтном режиме ГРУ (сх.а)
Суточные графики мощностей в ремонтном режиме ГРУ (сх. б)
|
t |
Sг |
Sсн |
Sг-Sсн |
S1 |
Sпер |
Sг |
Sсн |
Sг-Sсн |
S2 |
Sобм |
|
0 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
1 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
2 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
3 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
4 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
5 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
6 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
7 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
8 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
185,9 |
-83,8 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
127,1 |
|
9 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
185,9 |
-83,8 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
127,1 |
|
10 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
185,9 |
-83,8 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
127,1 |
|
11 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
185,9 |
-83,8 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
127,1 |
|
12 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
185,9 |
-83,8 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
127,1 |
|
13 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
185,9 |
-83,8 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
127,1 |
|
14 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
185,9 |
-83,8 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
127,1 |
|
15 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
185,9 |
-83,8 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
127,1 |
|
16 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
185,9 |
-83,8 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
314,9 |
127,1 |
|
17 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
174,7 |
-72,6 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
296,0 |
157,1 |
|
18 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
174,7 |
-72,6 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
296,0 |
157,1 |
|
19 |
118,8 |
16,6 |
102,1 |
174,7 |
-72,6 |
611,3 |
85,6 |
525,7 |
296,0 |
157,1 |
|
20 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
21 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
22 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
|
23 |
112,8 |
15,8 |
97,0 |
174,7 |
-77,7 |
580,7 |
81,3 |
499,4 |
296,0 |
125,7 |
Суточный график перетока мощности в ремонтном режиме ГРУ (сх.б)
Суточные графики мощностей в ремонтном режиме блока (сх. а)
|
t |
Sг |
Sсн |
Sг-Sсн |
S1 |
Sпер |
Sг |
Sсн |
Sг-Sсн |
S2 |
Sобм |
|
0 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
245,4 |
34,4 |
211,0 |
296,0 |
-98,3 |
|
1 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
245,4 |
34,4 |
211,0 |
296,0 |
-98,3 |
|
2 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
245,4 |
34,4 |
211,0 |
296,0 |
-98,3 |
|
3 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
245,4 |
34,4 |
211,0 |
296,0 |
-98,3 |
|
4 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
245,4 |
34,4 |
211,0 |
296,0 |
-98,3 |
|
5 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
245,4 |
34,4 |
211,0 |
296,0 |
-98,3 |
|
6 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
245,4 |
34,4 |
211,0 |
296,0 |
-98,3 |
|
7 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
245,4 |
34,4 |
211,0 |
296,0 |
-98,3 |
|
8 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
258,3 |
36,2 |
222,1 |
314,9 |
-108,8 |
|
9 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
258,3 |
36,2 |
222,1 |
314,9 |
-108,8 |
|
10 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
258,3 |
36,2 |
222,1 |
314,9 |
-108,8 |
|
11 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
258,3 |
36,2 |
222,1 |
314,9 |
-108,8 |
|
12 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
258,3 |
36,2 |
222,1 |
314,9 |
-108,8 |
|
13 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
258,3 |
36,2 |
222,1 |
314,9 |
-108,8 |
|
14 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
258,3 |
36,2 |
222,1 |
314,9 |
-108,8 |
|
15 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
258,3 |
36,2 |
222,1 |
314,9 |
-108,8 |
|
16 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
258,3 |
36,2 |
222,1 |
314,9 |
-108,8 |
|
17 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
174,7 |
-4,9 |
258,3 |
36,2 |
222,1 |
296,0 |
-78,7 |
|
18 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
174,7 |
-4,9 |
258,3 |
36,2 |
222,1 |
296,0 |
-78,7 |
|
19 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
174,7 |
-4,9 |
258,3 |
36,2 |
222,1 |
296,0 |
-78,7 |
|
20 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
245,4 |
34,4 |
211,0 |
296,0 |
-98,3 |
|
21 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
245,4 |
34,4 |
211,0 |
296,0 |
-98,3 |
|
22 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
245,4 |
34,4 |
211,0 |
296,0 |
-98,3 |
|
23 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
245,4 |
34,4 |
211,0 |
296,0 |
-98,3 |
Суточный график перетока мощности в ремонтном режиме блока (сх.а)
Суточные графики мощностей в ремонтном режиме блока (сх. б)
|
t |
Sг |
Sсн |
Sг-Sсн |
S1 |
Sпер |
Sг |
Sсн |
Sг-Sсн |
S2 |
Sобм |
|
0 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
714,4 |
100,0 |
614,4 |
296,0 |
305,0 |
|
1 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
714,4 |
100,0 |
614,4 |
296,0 |
305,0 |
|
2 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
714,4 |
100,0 |
614,4 |
296,0 |
305,0 |
|
3 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
714,4 |
100,0 |
614,4 |
296,0 |
305,0 |
|
4 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
714,4 |
100,0 |
614,4 |
296,0 |
305,0 |
|
5 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
714,4 |
100,0 |
614,4 |
296,0 |
305,0 |
|
6 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
714,4 |
100,0 |
614,4 |
296,0 |
305,0 |
|
7 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
714,4 |
100,0 |
614,4 |
296,0 |
305,0 |
|
8 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
752,0 |
105,3 |
646,7 |
314,9 |
315,8 |
|
9 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
752,0 |
105,3 |
646,7 |
314,9 |
315,8 |
|
10 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
752,0 |
105,3 |
646,7 |
314,9 |
315,8 |
|
11 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
752,0 |
105,3 |
646,7 |
314,9 |
315,8 |
|
12 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
752,0 |
105,3 |
646,7 |
314,9 |
315,8 |
|
13 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
752,0 |
105,3 |
646,7 |
314,9 |
315,8 |
|
14 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
752,0 |
105,3 |
646,7 |
314,9 |
315,8 |
|
15 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
752,0 |
105,3 |
646,7 |
314,9 |
315,8 |
|
16 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
185,9 |
-16,0 |
752,0 |
105,3 |
646,7 |
314,9 |
315,8 |
|
17 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
174,7 |
-4,9 |
752,0 |
105,3 |
646,7 |
296,0 |
345,8 |
|
18 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
174,7 |
-4,9 |
752,0 |
105,3 |
646,7 |
296,0 |
345,8 |
|
19 |
197,5 |
27,7 |
169,9 |
174,7 |
-4,9 |
752,0 |
105,3 |
646,7 |
296,0 |
345,8 |
|
20 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
714,4 |
100,0 |
614,4 |
296,0 |
305,0 |
|
21 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
714,4 |
100,0 |
614,4 |
296,0 |
305,0 |
|
22 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
714,4 |
100,0 |
614,4 |
296,0 |
305,0 |
|
23 |
187,6 |
26,3 |
161,4 |
174,7 |
-13,4 |
714,4 |
100,0 |
614,4 |
296,0 |
305,0 |
Суточный график перетока мощности в ремонтном режиме блока (сх.б)
Выбор трансформаторов
Выбор трансформатора блока.
; ; .
|
Pг (МВт) |
Наименование |
SГ ном (МВ∙А) |
Трансформатор |
|
200 |
ТГВ-200-2Д |
235,3 |
ТДЦ-25000/110 |
|
120 |
ТВФ-120-2УЗ |
125 |
ТДЦ-125000/110 |
|
110 |
ТВФ-110-2ЕУЗ |
137,5 |
ТДЦ-200000/110 |
|
63 |
ТВФ 63 2ЕУ3 |
78,75 |
ТРДН-40000/110 |
|
32 |
ТВС 32 УЗ |
40 |
ТРДН-40000/110 |
Выбор трансформатора связи.
Согласно ГОСТ 14209-85 для трансформаторов допускается двукратная перегрузка, поэтому при установке двух параллельно работающих трансформаторов их номинальная мощность выбирается по условию:
;
Намечаем к установке два трансформатора связи типа ТРДН – 40000/110 и проверяем их по ГОСТ 14209-85.
Так как при параллельной работе эти трансформаторы не перегружаются, то их оценка по перегрузочной способности в этом режиме не производится.
При отключении одного трансформатора (аварийный режим) появляется аварийная перегрузка, которая должна быть оценена по указанному ГОСТ. Проведем следующий анализ.
На графике перетока мощности нормального режима (рис. ) наносим линию, соответствующую мощности проверяемого трансформатора (40 МВА), и определяем время его перегрузки (получаем t = 10 ч). Теперь по этому графику определим следующие коэффициенты:
;
;
где Sэк1 – эквивалентная (среднеквадратичная) мощность начальной нагрузки, определяемая по интервалам времени, когда SперSт.ном:
где Sэк2 – эквивалентная (среднеквадратичная) мощность перегрузки, определяемая по тем интервалам времени, когда Sпер > Sт.ном :
Таким образом, с помощью коэффициентов К1 и К2 реальный график нагрузки преобразован в эквивалентный по тепловому износу двухступенчатый график, который и используется для оценки перегрузочной способности трансформатора. При правильном преобразовании реального графика в двухступенчатый должно соблюдаться условие
Так как условие (К2 > Кmax) не соблюдается, двухступенчатый график требует коррекции, которую производим следующим образом: вместо рассчитанного значения К2 принимаем новое значение К '2=0,9Kmax=1,098 и пересчитываем реальное время перегрузки в эквивалентное:
После этого определяем допустимое значение коэффициента перегрузки по таблицам ГОСТ по разделу «Аварийные перегрузки». Для этого используем следующие данные:
– система охлаждения трансформатора Д;
– эквивалентная годовая температура воздуха для г. Омска ΘОХЛ = +5,6 °С;
– время перегрузки трансформатора tn = 24 ч;
– коэффициент начальной нагрузки Kt = 1;
– коэффициент перегрузки К2 = 1,098.
Предельно допустимое значение коэффициента перегрузки К2доп =1,4.
Вывод. Так как К'2=1,098 <К2доп =1,4, то условие работы трансформатора по перегрузочной способности удовлетворяется, и поэтому трансформатор ТРДН – 40000/110/10 принимается к установке в данной схеме.
Выбор схем РУ.
Согласно требованиям, ГРУ, как правило, выполняется с одной секционной системой сборных шин с различными модификациями. Эти схемы применяются при числе присоединений на секцию не более 8. секционирование должно выполняться так, чтобы каждая секция имела источник энергии и примерно соответствующую нагрузку. Поэтому число секций ГРУ выбираем равным числу генераторов, работающих на шины этого распределительного устройства. Для ограничения токов КЗ в схему устанавливаются секционные и линейные реакторы и используются трансформаторы с расщепленными обмотками.
На выбор схемы ОРУ наибольшее влияние оказывают следующие факторы: общее число присоединений к шинам ОРУ; уровень напряжения; режимы работы связи станций с системой, то есть работа только с обменной мощностью или также с транзитной мощностью энергосистемы. Так как в данном проекте на станции должно быть установлено ОРУ – 110 кВ, то для этого уровня напряжения используем «двойную систему рабочих шин с обходной системой шин».
Для схемы а:
Количество присоединений необходимое для связи станции с энергосистемой:
Количество присоединений необходимое для пропускания максимальной мощности потребителю Р2 по ЛЭП:
Общее число присоединений к шинам ОРУ:
nору = nc + nP2 + nтр.св + nтр.бл = 2 + 8 + 2 + 2 = 14
Для схемы б:
Количество присоединений необходимое для связи станции с энергосистемой:
Количество присоединений необходимое для пропускания максимальной мощности потребителю Р2 по ЛЭП:
Общее число присоединений к шинам ОРУ:
nору = nc + nP2 + nтр.св + nтр.бл = 8 + 2 + 2 + 3 = 15
Технико-экономический расчёт структурной схемы.
Технико-экономический расчет проводится по формуле
З = Рн·К + И
где Рн – нормативный коэффициент использования капитальных затрат, для
энергетике Рн = 0,12;
К – капиталовложения в установку;
И – годовые издержки на эксплуатацию схемы.
Расчет капиталовложения сх. а
Таблица №7
|
Место установки |
Тип оборудования |
Кол-во |
кВт |
% |
Цена за 1шт. тыс.руб. |
||
|
ГРУ |
ТРДН-40000/110 |
2 |
40 |
36 |
172 |
10,5 |
117 |
|
ОРУ |
ТДЦ-250000/110 |
1 |
250 |
200 |
640 |
10,5 |
302 |
|
ТДЦ– 200000/100 |
1 |
200 |
170 |
550 |
10,5 |
263 |
|
|
Место установки |
Тип оборудования |
Кол-во |
Цена за 1шт. тыс.руб. |
||||
|
ГРУ |
ТВФ 63 2ЕУ3 |
1 |
78,75 |
63 |
10,5 |
0,8 |
480 |
|
ТВС 32 УЗ |
2 |
40 |
32 |
10,5 |
0,8 |
250 |
|
|
ОРУ |
ТВМ 200 2У3 |
1 |
235,3 |
200 |
15,75 |
0,85 |
593,4 |
|
ТВВ 110 2ЕУ3 |
1 |
137,5 |
110 |
10,5 |
0,8 |
350 |
|
|
ГРУ |
Выключатели |
15 |
24,5 |
||||
|
ОРУ |
Выключатели |
14 |
75 |
Кгру = ∑ Ктр +∑Кген +∑Квык ;
Кгру = (2·117) + (480+250·2) + (15·24,5) = 1581,5 тыс. руб. ;
Кору = ∑ Ктр +∑Кген +∑Квык ;
Кору =(302 + 263) + (593,4 + 350) + (14·75) = 2558,4 тыс. руб. ;
К = Кгру + Кору ;
К = 1581,5 + 2558,4 = 4139,9 тыс. руб.
Расчет эксплуатационных издержек
Все виды эксплуатационных издержек определяются на один год эксплуатации установки по формуле
И = (Ра + Рор)К + Сэл·∆Wтр , (4)
где Ра – норма амортизационных отчислений (Ра = 0.064.);
Рор110 = 0.03 для оборудования 35 –330кВ;
Рор10 = 0.04 для оборудования до 20 кВ;
Сэл – стоимость потерь электроэнергии (Сэл = 0.6 коп. / кВт·ч);
∆Wтр – потери электроэнергии в трансформаторах за год кВт·ч / год.
Расчет потерь в трансформаторе
Потери в трансформаторе зависят от графика мощности, проходящей через трансформатор, параметров трансформатора и их числа. Для однотипных параллельно работающих трансформаторов эти потери исчисляются по формуле
(5)
где ∆Pхх, ∆Pкз – потери холостого хода и короткого замыкания
трансформатора, кВт;
nтр – количество параллельно работающих трансформаторов;
Smax – максимум графика мощности, МВА;
Sном – номинальная мощность трансформатора, МВА;
τ – время наибольших потерь;
T – 8760 число часов в году.
Потери в трансформаторах связи
Расчет ведем по графику перетока мощности через трансформатор связи для нормального режима работа станции (таблица 2)
Время наибольших потерь определяется по формуле:
;
;
где W = ∑ Siti – суточный переток мощности через трансформатор,
определяемый графиком нагрузки.
ч.;
Потери в трансформаторе связи определяем по формуле (5)
∆Wтрсв = 2 · 36 · 8760 + 122,5 · 1,022² · 6737,7 = 1492,8 кВт·ч
Потери в трансформаторе блока
Через трансформаторе блока проходит мощность генератора блока. Генератор вырабатывает мощность круглогодично, поэтому
τ = 8760 ч
Таким образом, потери в трансформаторе блока определяются по формуле (5)
кВт·ч.;
кВт·ч.
Полные потери в трансформаторах станции
∆Wтр = ∆Wтрсв + ∆W1трб + ∆W2трб;
∆Wтр = (1492,8+6212,8+3333,77) ·10 ³= 11039,3 кВт·ч.
Эксплуатационные издержки определяются по формуле :
И = Ра·К + Рор110· Кору + Рор10· Кгру + Сэл · ∆Wтр
И = 0,064·4139,9+ 0,03·2558,4 + 0,04·1581,5 + 0,006·11039,3 = 417,201 тыс. руб.
Расчет приведенных затрат
Расчет приведенных затрат проводится по формуле (3)
З = Рн·К + И
З = 0,125·4139,9 + 417,201 = 934,688 тыс. руб.
Расчет капиталовложения сх. б
|
Место установки |
Тип оборудования |
Кол-во |
кВт |
% |
Цена за 1шт. тыс.руб. |
||
|
ГРУ |
ТРДН-40000/110 |
2 |
40 |
36 |
172 |
10,5 |
117 |
|
ОРУ |
ТДЦ-200000/110 |
1 |
200 |
170 |
550 |
10,5 |
263 |
|
ТДЦ- 125000/110 |
2 |
125 |
120 |
400 |
10,5 |
140 |
|
|
Место установки |
Тип оборудования |
Кол-во |
Цена за 1шт. тыс.руб. |
||||
|
ГРУ |
ТВФ 63 2ЕУ3 |
1 |
78,75 |
63 |
10,5 |
0,8 |
480 |
|
ТВС 32 УЗ |
2 |
40 |
32 |
10,5 |
0,8 |
250 |
|
|
ОРУ |
ТВФ 120 2УЗ |
1 |
235,3 |
200 |
15,75 |
0,85 |
593,4 |
|
ТГВ 110 2У3 |
2 |
137,5 |
110 |
10,5 |
0,8 |
350 |
|
|
ГРУ |
Выключатели |
15 |
24,5 |
||||
|
ОРУ |
Выключатели |
15 |
75 |
Кгру = ∑ Ктр +∑Кген +∑Квык ;
Кгру = (2·117) + (2·250) +480+ (15·24,5) = 1581,5 тыс. руб. ;
Кору = ∑ Ктр +∑Кген +∑Квык ;
Кору =(263 + 140) + (593,4+350·2) + (15·75) = 2821,4 тыс. руб. ;
К = Кгру + Кору ;
К = 1581,5 + 2821,4 = 4402,9 тыс. руб.
Расчет эксплуатационных издержек
Все виды эксплуатационных издержек определяются на один год эксплуатации установки по формуле
И = (Ра + Рор)К + Сэл·∆Wтр , (4)
где Ра – норма амортизационных отчислений (Ра = 0.064.);
Рор110 = 0.03 для оборудования 35 –330кВ;
Рор10 = 0.04 для оборудования до 20 кВ;
Сэл – стоимость потерь электроэнергии (Сэл = 0.6 коп. / кВт·ч);
∆Wтр – потери электроэнергии в трансформаторах за год кВт·ч / год.
Расчет потерь в трансформаторе
Потери в трансформаторе зависят от графика мощности, проходящей через трансформатор, параметров трансформатора и их числа. Для однотипных параллельно работающих трансформаторов эти потери исчисляются по формуле
(5)
где ∆Pхх, ∆Pкз – потери холостого хода и короткого замыкания
трансформатора, кВт;
nтр – количество параллельно работающих трансформаторов;
Smax – максимум графика мощности, МВА;
Sном – номинальная мощность трансформатора, МВА;
τ – время наибольших потерь;
T – 8760 число часов в году.
Потери в трансформаторах связи
Расчет ведем по графику перетока мощности через трансформатор связи для нормального режима работа станции (таблица 2)
Время наибольших потерь определяется по формуле:
;
;
где W = ∑ Siti – суточный переток мощности через трансформатор,
определяемый графиком нагрузки.
ч.;
Потери в трансформаторе связи определяем по формуле (5)
∆Wтрсв = 2 · 36 · 8760 + 122,5 · 1,022² · 8293,5 = 1492,8 кВт·ч
Потери в трансформаторе блока
Через трансформаторе блока проходит мощность генератора блока. Генератор вырабатывает мощность круглогодично, поэтому
τ = 8760 ч
Таким образом, потери в трансформаторе блока определяются по формуле (5)
кВт·ч.
кВт·ч.
Полные потери в трансформаторах станции
∆Wтр = ∆Wтрсв + ∆W1трб + ∆W2трб;
∆Wтр = 1492,8+3013,6+3819,5= 8325,9 кВт·ч.
Эксплуатационные издержки определяются по формуле :
И = Ра·К + Рор110· Кору + Рор10· Кгру + Сэл · ∆Wтр
И = 0,064·4402,9 + 0,03·2821,4 + 0,04·1581,5 + 0,006·8325,9 = 479,643 тыс. руб.
Расчет приведенных затрат
Расчет приведенных затрат проводится по формуле (3)
З = Рн·К + И
З = 0,125·4402,9 + 479,643 = 1030,005 тыс. руб.
Вывод. Как следует из данных расчета обоих схем станции, приведенные затраты на строительство и эксплуатацию схемы ТЭЦ первого варианта (схема а) меньше затрат второго варианта (схема б), поэтому принимаем для дальнейшей проектной разработки схему а.
Схема замещения для схемы а
Расчет токов КЗ в точке К1:
Расчет токов КЗ в точке К2:
Коэффициент распределения цепи:
Итоговые результаты расчетов токов КЗ в точке К2 Итоговые результаты расчетов токов КЗ в точке К2
|
Источник |
Iп0, кА |
iу, кА |
ку |
|
Системы 1 и 2 |
0,26 |
0,67 |
1,820 |
|
Генератор G1 |
15,57 |
43,04 |
1,955 |
|
Генератор G2 |
24,47 |
75,93 |
1,955 |
|
Генератор G3 |
15,57 |
43,04 |
1,955 |
|
Генератор G4 |
14,37 |
39,94 |
1,965 |
|
Генератор G5 |
18,7 |
51,97 |
1,965 |
|
Полный ток в К2 |
80,16 |
254,59 |
– |
|
Ток цепи реактора |
18,23 |
50,41 |
1,955 |
Выбор и проверка аппаратов и проводников.
Выбор выключателей для цепей 110 кВ.
Таким образом, среди всех цепей I зоны наиболее тяжелый токовый режим приходится на блок. Поэтому выбор выключателей ОРУ ведем по расчетному току
Iрас = 1,86 кА
Намечаем для установки в схему выключатель по следующим условиям:
По этим условиям подходит элегазовый выключатель для наружной установки типа ВЭК–110–40/2000У1 со следующими номинальными параметрами:
Uном = 110 кВ – номинальное напряжение;
Iном = 2,0 кА – номинальный ток;
Iотк.ном = 40 кА – номинальный ток отключения;
βном = 40 % – нормированное содержание апериодической составляющей;
Iдин = 40 кА – предельный сквозной ток (действующее значение);
imax.дин = 102 кА – предельный сквозной ток (наибольший пик);
Iдин = 40 кА – номинальный ток включения (действующее значение);
i max.дин = 102 кА – номинальный ток включения (наибольший пик);
Iт.ном = 50 / 3 – номинальный ток термической стойкости / допустимое время его действия, кА/с;
tсоб = 0,04 с – собственное время отключения;
tB = 0,065 с – время отключения (полное).
Вспомогательные расчеты для проверки выключателя
Проверка выключателя по отключающей способности проводится по условиям
; ,
для чего требуется определить значения токов короткого замыкания Iпτ и iaτ в момент расхождения контактов выключателя
с.
Периодическая составляющая тока определяется по методу типовых кривых [12] следующим образом:
– для каждого источника определяется его электрическая удаленность от точки КЗ:
,
где – номинальный ток источника, приведенный к напряжению точки КЗ;
– по типовым кривым определяется коэффициент (τ)=0,92 и вычисляется периодическая составляющая тока КЗ по формуле
;
– вычисляется апериодическая составляющая тока КЗ
,
где Та – постоянная времени затухания апериодического тока определяется приближенно для данного источника по справочникам;
– по значениям суммарных токов вычисляется расчетное содержание апериодического тока в токе отключения
;
– полный ток в момент времени τ
кА;
– полный номинальный ток отключения
кА.
Для проверки выключателя на термическую стойкость рассчитывается импульс квадратичного тока КЗ за полное время его действия
с.
Тепловой импульс от тока КЗ определим по формуле
.
Данные выбора выключателя ВЭК–110–40/2000У1
|
Расчетные |
Каталожные данные выключателя |
Условия выбора |
Результат проверки |
|
Uуст = 110 кВ |
Uном = 110 кВ |
Uус т Uном |
удовл. |
|
Iрас = 1,86 кА |
Iном = 2,0 кА |
Iрас Iном |
удовл. |
|
Iп6,04 кА |
Iотк.ном = 40 кА |
Iп Iотк.ном |
удовл. |
|
рас = 89,73% i16,19 кА |
ном = 36% iпол.отк = 79,2 кА |
рас ном i iпол.отк |
неудовл. удовл. |
|
Iп0 =6,56 кА |
Iдин = 40 кА |
Iп0 Iдин |
удовл. |
|
iу = 51,97 кА |
imax.дин = 102 кА |
iу imax.дин |
удовл. |
|
Bк = 143,09 кА2·с |
I2т.ном·tТ = 37500 кА2·с |
Bk I2т.ном·tТ |
удовл. |
Вывод: выключатель типа ВЭК–110–40/2000У1 проходит по всем условиям выбора и принимается к установке на всех присоединениях и на межсекционных связях ОРУ.
Выбор разъединителей.
Расчетные условия выбора разъединителей и выключателей совпадают. Поэтому для цепей с напряжением 110 кВ намечаем к установке разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами
РНДЗ–1–110/2000-У1.
Результаты выбора разъединителей РНДЗ–1–110/2000У1
|
Расчетные |
Каталожные данные разъединителя |
Условие выбора |
Результат проверки |
|
Uуст = 110 кВ |
Uном = 110 кВ |
Uуст Uном |
удовл. |
|
Iрас = 1,86 кА |
Iном = 2,0 кА |
Iрас Iном |
удовл. |
|
iу = 51,97 кА |
iдин = 100 кА |
iу iдин |
удовл. |
|
Bк = 143,09 кА2·с |
I2т.ном·tт = 4800 кА2·с |
Bк I2т.ном·tТ |
удовл. |
Выбор выключателей в цепях генераторного напряжения 10 кВ.
За расчетный ток длительного режима принимаем Iрасч = 4,54 кА
По этим условиям подходит выключатель, предназначенный для внутренней установки типа генераторный выключатель серии LFP со следующими номинальными параметрами:
Uном = 10 кВ – номинальное напряжение;
Iном = 5 кА – номинальный ток;
Iотк.ном = 40 кА – номинальный ток отключения;
ном = 40 % – нормированное содержание апериодической составляющей;
Iдин = 40 кА – предельный сквозной ток (действующее значение);
imax.дин = 100 кА – предельный сквозной ток (наибольший пик);
Iдин = кА – номинальный ток включения (действующее значение);
imax.дин = кА – номинальный ток включения (наибольший пик);
Iт.ном = 40 – номинальный ток термической стойкости/допустимое время его действия, кА/с;
tсоб = 0,48 с – собственное время отключения;
tв = 0,07 с – время отключения (полное).
Вспомогательные расчеты для проверки выключателя
Проверка выключателя по отключающей способности проводится по условиям
; ,
для чего требуется определить значения токов короткого замыкания Iпτ и iaτ в момент расхождения контактов выключателя
с.
Периодическая составляющая тока определяется по методу типовых кривых [12] следующим образом:
– для каждого источника определяется его электрическая удаленность от точки КЗ:
,
где – номинальный ток источника, приведенный к напряжению точки КЗ;
– по типовым кривым определяется коэффициент (τ)=0,78 и вычисляется периодическая составляющая тока КЗ по формуле
;
– вычисляется апериодическая составляющая тока КЗ
,
где Та – постоянная времени затухания апериодического тока определяется приближенно для данного источника по справочникам;
– по значениям суммарных токов вычисляется расчетное содержание апериодического тока в токе отключения
;
– полный ток в момент времени τ
кА;
– полный номинальный ток отключения
кА.
Для проверки выключателя на термическую стойкость рассчитывается импульс квадратичного тока КЗ за полное время его действия
с.
Тепловой импульс от тока КЗ определим по формуле
.
Данные выбора выключателя МГУ – 20 – 90/6300У3
|
Расчетные |
Каталожные данные выключателя |
Условия выбора |
Результат проверки |
|
Uуст = 10 кВ |
Uном = 10 кВ |
Uус т Uном |
удовл. |
|
Iрас = 4,54 кА |
Iном = 5,0 кА |
Iрас Iном |
удовл. |
|
Iп кА |
Iотк.ном = 40 кА |
Iп Iотк.ном |
удовл. |
|
рас = 93,17% i52,15 кА |
ном = 40% iпол.отк = 79,2 кА |
рас ном i iпол.отк |
неудовл. удовл. |
|
Iп0 =24,47 кА |
Iдин = 40 кА |
Iп0 Iдин |
удовл. |
|
iу = 75,93 кА |
imax.дин = 100 кА |
iу imax.дин |
удовл. |
|
Bк = 1987,95 кА2·с |
I2т.ном·tТ = 37500 кА2·с |
Bk I2т.ном·tТ |
удовл. |
Вывод: выключатель типа ВЭК–110–40/2000У1 проходит по всем условиям выбора и принимается к установке на всех присоединениях и на межсекционных связях ОРУ.
Проверка секционных реакторов.
Секционные реакторы предварительно выбраны перед расчетом токов КЗ. Поэтому остается их проверить на электродинамическую и термическую стойкость.
Для проверки реактора на термическую стойкость расчет теплового импульса от тока КЗ сделаем по формуле
,
Результаты проверки секционного реактора
|
Расчетные |
Каталожные данные разъединителя |
Условие выбора |
Результат проверки |
|
Uуст = 10 кВ |
Uном = 10 кВ |
Uуст Uном |
удовл. |
|
Iрасч = 2,31 кА |
Iном = 2,5 кА |
Iрас Iном |
удовл. |
|
iу = 50,41 кА |
iдин = 60 кА |
iу iдин |
удовл. |
|
Bк = 1423,397 кА2·с |
I2т.ном·tт = 4448 кА2·с |
Bк I2т.ном·tТ |
удовл. |
Выбор шин.
Выбираем алюминиевые шины коробчатого сечения (рис. 1.19) с допустимым током Iдоп = 4,64 кА со следующими характеристиками:
– материал шины – алюминиевый сплав АДЗ31Т;
– допустимое механическое напряжение сплава доп = 89 МПа;
– расположение шин горизонтальное;
– соединение швеллеров жесткое (сваркой);
– момент сопротивления двух сращенных шин Wy0-y0 = 100·10-6 м3;
– момент инерции двух сращенных шин Jy0-y0 = 625·10-8 м4;
– масса шины на один метр m = 5,55 гк/м;
– расстояние между фазами а = 0,8 м.
|
Размеры: h = 125 мм; b = 55 мм; c = 6,5 мм; r = 10 мм; g = 2740 мм2. |
Максимальная сила, приходящаяся на единицу длины средней фазы при трехфазном КЗ
Н/м,
где а = 0,8 м – расстояние между фазами; Кф – коэффициент формы (К =1, т. к. выбран проводник корытного сечения с высотой сечения более 0,1 м);
Красп – коэффициент, зависящий от взаимного расположения проводников (Красп = 1 при расположении в одной плоскости). При таком усилии расстояние между опорными изоляторами
м.
Задаем пролет между изоляторами L =1,8 м, что обеспечивает расчетное механическое напряжение в материале шины
МПа.
Частота собственных механических колебаний шины
Гц.
Вывод: выбранная шина удовлетворяет условиям динамической стойкости.
Проверка шины на термическую стойкость.
Расчетное значение импульса квадратичного тока, действующего на сборных шинах Вк = 1987,95 кА2·с. Минимально допустимое сечение по условию термической устойчивости
мм2.
Вывод: выбранная шина термически устойчива, т. к. ее сечение больше, минимально допустимого
Sшины = 2740 мм 2 > Smin = 500,97 мм2.
Выбор изоляторов.
Максимальная нагрузка на изолятор определяется формулой
кН,
где Кф – коэффициент формы (Кф = 1 для корытных проводников); Красп = 1 при горизонтальном расположении проводников.
Выбираем опорный изолятор ОФ–10–4250 с разрушающим усилием
Fразр = 42,5 кН. Он удовлетворяет условию электродинамической стойкости, так как выполняется условие
Fдоп = 0,6·Fразр = 0,6·42,5 = 25,5 кН > Fрасч = 9,74 кН.
Таким образом, данная шинная конструкция удовлетворяет всем условиям эксплуатации.
Выбор трансформаторов тока. Произведем выбор трансформатора тока в цепи генератора ГРУ. Выбор производится:
– по напряжению Uтт.ном Uуст;
– по току Iтт.ном Iуст;
– по конструкции и классу точности.
Расчетным током является форсированный режим работы генератора
Iрасч = 4,55 кА.
Выбираем шинный трансформатор тока с литой изоляцией, предназначенный для внутренней установки типа ТШЛ–10–5000–0,5/10р.
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условия выбора |
|
Uуст = 10 кВ |
Uтт.ном = 10 кВ |
Uтт.ном Uуст |
|
Iрасч = 4,54 кА |
Iтт.ном = 5,0 кА |
Iтт.ном Iуст |
|
Вк = 143,09∙106 А2с |
(кт·Iтт.ном)2·tт = 91875·106 А2·с |
Вк (кт·Iтт.ном)2·tт |
|
Z2 |
Z2ном = 1,2 Ом в классе точности 0,5 |
Z2 Z2ном |
Расчет нагрузки трансформатора тока.
|
Прибор |
Тип |
Нагрузка (Sприб), ВА |
||
|
Фаза–А |
Фаза–В |
Фаза–С |
||
|
Амперметр |
Э–377 |
0,1 |
0,1 |
0,1 |
|
Ваттметр |
Д–335 |
0,5 |
– |
0,5 |
|
Ваттметр |
Д–335 |
0,5 |
– |
0,5 |
|
Варметр |
Д–335 |
0,5 |
– |
0,5 |
|
Датч. акт. мощн. |
– |
0,5 |
– |
0,5 |
|
Датч. реакт. мощн. |
– |
0,5 |
– |
0,5 |
|
Счетчик акт. энергии |
И–680 |
2,5 |
– |
2,5 |
|
Амперметр регистр. |
Н–393 |
– |
10 |
– |
|
Ваттметр регистр. |
Н–348 |
10 |
– |
10 |
|
Итого |
15,1 |
10,1 |
15,1 |
Сопротивление нагрузки считаем по наиболее загруженной фазе А
– сопротивление приборов
Ом;
– сопротивление соединительных проводов определяем из условия
rприб + rпров + rконт z2ном,
z2ном – rприб – rконт rпров
1,2 – 0,604 – 0,1 0,496 Ом,
где rконт = 0,1 Ом – такое сопротивление контактов принимается при количестве приборов более трех (при меньшем числе rконт = 0,05 Ом).
При использовании алюминиевого контрольного кабеля АКВРГ с минимально допустимым сечением 4 мм2 его расчетная длина должна быть не более
Выбор трансформатора напряжения.
Технические условия:
– место установки ТН – шины генератора ГРУ;
– наивысший класс точности приборов, подключаемых к ТН–1,0;
– в схеме трансформатора должен быть предусмотрен контроль изоляции.
|
Прибор |
Тип |
Sобм, ВА |
Кол-во приборов |
Общая мощность потребления |
|
|
Р, Вт |
Q, Вар |
||||
|
Вольтметр |
Э–335 |
2,0 |
3 |
6,0 |
– |
|
Ваттметр |
Д–335 |
1,5 |
2 |
6,0 |
– |
|
Варметр |
Д–335 |
1,5 |
1 |
3,0 |
– |
|
Датч. акт. мощн. |
– |
10,0 |
1 |
10,0 |
– |
|
Датч. реакт. мощн. |
– |
10,0 |
1 |
10,0 |
– |
|
Счетчик акт. энергии |
И–680 |
2,0 |
1 |
4,0 |
9,7 |
|
Вольтметр регистр. |
И–393 |
10,0 |
1 |
20,0 |
– |
|
Ваттметр регистр. |
Н–348 |
10,0 |
1 |
20,0 |
– |
|
Частотомер |
Э–372 |
3,0 |
2 |
3,0 |
– |
|
Реле контроля изоляции |
– |
4,0 |
1 |
2,0 |
3,4 |
|
Итого |
– |
– |
– |
84,0 |
13,1 |
Для выполнения этих условий намечаем к установке пятистержневой, тре-хобмоточный трансформатор типа НТМИ–10–66УЗ со следующими параметрами:
– номинальные напряжения обмоток, В:
первичной 10 000;
вторичной основной 100;
вторичной дополнительной 100/3;
– номинальная мощность в классе точности 0,5 ВА 120;
– схема соединения обмоток Yo / Yo / Δ – 0.
Так как полная мощность нагрузки меньше номинальной в заданном классе точности Sнагр = 85 ВА < Sтн.ном = 120 ВА, данный трансформатор удовлетворяет условиям выбора и принимается к установке.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК