86721
Расчет типового РУ-220 (кВ) с двумя системами сборных шин и третьей обходной
Курсовая
Энергетика
На втором этапе разрабатывают схемы энергообъединений, определяются состав станций в каждой энергосистеме и пропускные способности межсистемных и внутрисистемных линий.
Русский
2015-04-10
704.5 KB
3 чел.
Расчёты произведённые в данной работе необходимы для проектирования электростанций, подстанций, электросетей и систем, а так же для их модернизации.
Проектирование электрических систем и их установок содержит три основных этапа:
На первом этапе составляются технико-экономические доклады (ТЭД) о развитии энергетики регионов и страны в целом. Определяется суммарная мощность нагрузки потребителей, ТЭЦ, КЭС и т.д.
На втором этапе разрабатывают схемы энергообъединений, определяются состав станций в каждой энергосистеме и пропускные способности межсистемных и внутрисистемных линий.
На третьем этапе уточняют и корректируют схемы развития энерготехнического хозяйства и проверяется техническая выполнимость плановых решений, определяются необходимые капиталовложения.
Проектирование электрических станций, подстанций, сетей и энергосистем преследует следующие основные цели:
В проекте технической части КЭС решаются следующие задачи: выбор основного оборудования, проектирование электрической и тепловой схемы, выбор вспомогательного технологического оборудования, проектирование вспомогательных хозяйств (топливо - транспортное хозяйство, техническое водоснабжение, водоподготовка, золо- и шлакоудаление, электрические и тепловые сети и др.).
Структурную технологическую схему КЭС выбирают в зависимости от типа топлива и мощности агрегатов. Установка дубль блоков (два котла одна турбина) допускается лишь при сжигании низкосортного топлива (сланцы, торф, бурый уголь). В остальных случаях предпочтение отдают схеме с моноблоком.
На КЭС с мощными агрегатами (200, 300 МВт и более) применяют блочные схемы. Для промышленных КЭС без промежуточного перегрева пара обычно предусматривают поперечные связи по пару между агрегатами.
При проектировании электрической части КЭС выполняются следующие проектные процедуры:
Для дальнейших расчётов по литературе [3] выбираем турбогенератор:
ТЗВ-540-2У3 его данные [n=3000(об/мин); cos=0,85; SG=635(МВА); U1=20(кВ); Iном=18,3(кА); X”d=0,24] и находим реактивную составляющую полной мощности:
Структурная электрическая схема станции задаёт распределение генераторов между РУ различных напряжений, определяет электромагнитные связи (трансформаторные или автотрансформаторные) между РУ и блоков генератор трансформатор. Выбор структурной схемы основывается на сравнении возможных вариантов по технико-экономическим критериям.
Структурная схема выдачи мощности включает в себя основные функциональные части КЭС (РУ, трансформаторы, генераторы) и связи между ними. На КЭС часть мощности идёт на местную нагрузку и на собственные нужды, а часть выдаётся в сеть повышенного напряжения. Все генераторы соединяют в блоки с повышающими трансформаторами. Выдача мощности предусмотрена на среднем и высшем напряжении. При этом часть блоков подключается на шины среднего напряжения, а часть на шины высшего напряжения, которое совпадает с напряжением системы. Блоки распределяются так, чтобы обеспечить минимальный переток мощности между шинами различных напряжений, т.е. суммарная мощность блоков, присоединённых к шинам среднего напряжения, примерно должна соответствовать максимальной нагрузке этого напряжения. Связь между РУ среднего и высшего напряжений осуществляется автотрансформаторами связи или автотрансформаторами, установленными в блоке с генераторами.
В данном случае максимальная суммарная нагрузка, присоединённая на подсчитывается с учётом коэффициента одновремённости : , где
число потребителей;
мощность потребителей.
Значит, на шины 220 кВ должно работать не менее двух генераторов мощностью: 500 МВт.
Применение генераторных выключателей снижает число коммутаций в РУ повышенного напряжения и повышает в целом надёжность блока, так как упрощает эксплуатацию и позволяет пускать и останавливать блок без переключений собственных нужд на резервный трансформатор.
За основу взяты две схемы: Рис.1.1 и Рис.1.2. Для того чтобы выбрать одну из указанных схем, произведём расчёт перетоков мощности через автотрансформаторы. Для этого определяем расчётную нагрузку на автотрансформаторы при максимальной, минимальной загруженности потребителя «нагрузки» и в аварийном режиме, когда один из энергоблоков на стороне 220(кВ) выходит из строя.
Для схемы Рис.1.1
По наиболее тяжёлому режиму работы, когда в работе остаётся один автотрансформатор мощность автотрансформатора должна быть не меньше максимального перетока мощности через него за вычетом аварийного резерва:
.
Для схемы Рис.1.2
, где Кав.п количество автотрансформаторов связи в аварийном режиме.
По наиболее тяжёлому режиму работы мощность автотрансформатора:
;
.
Из вычислений видно, что минимальная величина перетока мощности соответствует схеме Рис.1.2. Значит, для расчётов выбираем схему Рис.1.2.
В моём случае потребитель запитывается через РУ среднего напряжения UСН=220 (кВ) от двух генераторов (плюс недостающая мощность поступает через автотрансформаторы из РУ высокого напряжения). Оставшиеся четыре генератора подключены через РУ высокого напряжения UВН=500 (кВ) к системе (мощность которой по условию неограниченна).
Так как у нас нет дополнительной связи между линиями высокого и среднего напряжения, то мной установлены два автотрансформатора связи между РУ высокого и среднего напряжения. Связь генераторов с распределительными устройствами осуществляют двух обмоточные трансформаторы связи.
Из условия надежности электроснабжения потребителей на каждой подстанции, от которой получают питание потребители 1 и 2 категорий, должно быть установлено не менее двух трансформаторов.
Мощность блочных трансформаторов выбирается по полной мощности генератора за вычетом мощности собственных нужд.
Для выбора трансформаторов связи подсчитаем активные составляющие мощностей:
Зная активные составляющие и tg=0,426 найдём реактивные:
Расход на собственные нужды по условию составляет 6(%) установленной мощности, тогда
Находим мощность блочных трансформаторов:
Выбираем блочные двух обмоточные трёхфазные трансформаторы:
ТНЦ-630000/220, [UBH=242(кВ); UHH=20(кВ); Рхх=400(кВт); Ркз=1200(кВт); Uкз=13,5(%); Ixx=0,35(%)];
ТЦ-630000/500, [UBH=525(кВ); UHH=20(кВ); Рхх=420(кВт); Ркз=1210(кВт); Uкз=14,5(%); Ixx=0,4(%)];
Далее выбираем автотрансформаторы связи между РУ-500(кВ) и РУ-220(кВ).
Расчётная мощность автотрансформаторов связи, включённых между РУ высшего и среднего напряжений, определяется на основе анализа перетоков мощности этими РУ в нормальном и аварийном режимах. В частности, необходимо рассматривать отключение одного из блоков, присоединённых к РУ среднего напряжения. При выборе числа автотрансформаторов связи учитывается:
Так как из условия потребители 1 и 2 категорий и у нас нет связи между линиями среднего и высшего напряжений в прилегающем районе, то необходимо установить два автотрансформатора связи.
Для этого определяем расчётную нагрузку на автотрансформаторы при максимальной, минимальной загруженности потребителя «нагрузки» и в аварийном режиме, когда один из энергоблоков на стороне 220(кВ) выходит из строя:
, где Кав.п количество автотрансформаторов связи в аварийном режиме.
По наиболее тяжёлому режиму работы - мощность автотрансформатора:
.
Выбираем два автотрансформатора:
АТДЦН-500000/500/220, [Iобщ=712(А); UВН,н=500(кВ); UНН,н=230(кВ); Рхх=220(кВт); Ркз=1050(кВт); Uкз=12,5(%); Iхх=0,3(%)].
Электрическую схему КЭС мы строим по блочному принципу. В этом случае блоки связаны между собой только на сборных шинах среднего и высшего напряжений, откуда мощность станции поступает в систему и нагрузку.
Схемы РУ повышенных напряжений (35 кВ и выше) входят в состав электрических схем ГЭС, КЭС, ТЭЦ, АЭС и районных подстанций. К этим РУ кроме потребительских линий подключаются также линии системообразующей сети и межсистемных связей, трансформаторы генераторных блоков и резервные трансформаторы собственных нужд. Схемы РУ повышенного напряжения во многом определяет надёжность как выдачи станцией мощности, так и передачи обменных потоков мощностей из одной части системы в другую. Схемы РУ станций и подстанций влияют также на надёжность электроснабжения целого района и отдельных потребителей.
Режим работы и график ремонтов станции и прилегающей сети может требовать частных коммутаций как блоков генератор трансформатор, так и линий электропередачи, что, в свою очередь, определяет выбор системы РУ.
Схемы РУ повышенных напряжений должны составляться с учётом следующих требований [47]:
Для РУ 110 220 кВ с числом присоединений от 12 до 16 рассматривают варианты схем с одной или двумя системами сборных шин при одном выключателе на присоединение. Здесь же применяется обходная система шин, а одну из двух систем шин секционируют.
В РУ 110 220 кВ при секционировании одной из системы шин обходной выключатель ставится на каждой секции. Для повышения надёжности выше названной системы трансформаторы блоков и автотрансформаторы связи с другим РУ включаются через развилку из двух выключателей, которые при этом выполняют роль шиносоединительных.
Для РУ 330 750 кВ при большом числе присоединений рекомендуются схемы с чередованием, схемы связанных многоугольников и др. Для того чтобы исключить возможность потери большого числа блоков при отказах выключателя, сборные шины в системах секционируют.
В целях сокращения числа выключателей на напряжение 500 кВ и выше допускается присоединять трансформаторы к сборным шинам без выключателей. Это приводит к снижению надёжности РУ.
На среднем напряжении мной применена схема с обходной системой шин. Данная схема применима для I и II категории потребителей, а также большого количества присоединений к
сборным шинам. В нормальном режиме обходная система шин находится без напряжения, разъединители, соединяющие линии и трансформаторы с обходной системой шин, отключены. В схеме предусмотрены обходной и секционный выключатели, позволяющие манипулировать перетоками мощности через обходную шину. Это позволяет сохранить параллельную работу линий при ремонтах выключателей, а так же производить ремонт одной системы шин, сохраняя в работе все присоединения.
Рассматриваемая схема является гибкой и достаточно надёжной. Её недостатками можно назвать: большие затраты на сооружение; усложнение эксплуатации РУ за счёт большого количества операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей; повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин.
На высшем напряжении 500(кВ) нашей станции я применил схему состоящую из двух систем шин и трёх выключателей на две цепи, за что она получила название «полуторная» или (3/2). В нормальном режиме обе системы шин находятся под напряжением.
Достоинствами данной схемы являются: простота вывода выключателя в ремонт, при этом все присоединения остаются в работе; возможность без операции разъединителями производить опробование выключателей; ремонт шин и изоляторов производится без нарушения работы цепей.
Недостатками рассмотренной схемы являются: удорожание конструкции РУ; увеличение общего количества ревизий выключателей при КЗ на линии; усложнение цепей релейной защиты; увеличение количества выключателей в схеме.
Графическая часть проекта изображена на чертеже формат А1 «Главная схема электрических соединений станции».
Конденсаторные электрические станции большой мощности, расположены в дали от промышленных потребителей, поэтому электроэнергия от них передаётся по ЛЭП высокого напряжения 110 (кВ) и выше.
Электрическую схему КЭС мы строим по блочному принципу. В этом случае блоки связаны между собой только на сборных шинах среднего и высшего напряжений, откуда мощность станции поступает в систему и нагрузку.
Применение блоков генератор трансформатор позволяет значительно уменьшить количества аппаратуры генераторного напряжения, упростить конструктивное выполнение электростанций благодаря отсутствию РУ генераторного напряжения, при этом, уменьшая значение токов КЗ, так как параллельная работа генераторов осуществляется только на высоком напряжении.
В настоящее время преимущественное применение получила схема блока с выключателем у генератора, как наиболее удобная в эксплуатации.
На расчётной схеме намечаем расчётные точки КЗ, составляем схему замещения и определяем её параметры. Расчёт ведём в относительных единицах, приняв: за базисное напряжение среднее напряжение ступени КЗ, за базисную мощность Sб= SG=635(МВА), за базисный ток .
На рис.5.1 показана схема замещения КЭС. Сопротивления на ней указаны в виде дроби, в числителе стоит порядковый номер сопротивления, а в знаменателе его наминал. Генераторы, трансформаторы, линия и система на рисунке указаны в виде сопротивления. Генераторы и система кроме внутреннего сопротивления имеют свои ЭДС, которые на рисунке введены в базисных единицах.
Примем за базисные величины: мощность Sб=635(МВА);
напряжение UбК1=515(кВ), ток;
напряжение UбК2=230(кВ), ток;
напряжение UбК3=20(кВ), ток.
а) сопротивление генератора:
б) сопротивление трансформатора присоединённого к РУ-220(кВ):
в) сопротивление трансформатора присоединённого к РУ-500(кВ):
г) сопротивление энергосистемы:
д) сопротивление ЛЭП:
е) сопротивление автотрансформатора:
Приравниваем найденные сопротивления к сопротивлениям схемы замещения.
Для начала вычислим сопротивления и ЭДС для эквивалентных схем.
Для этого найдём эквивалентные ЭДС для ветвей преобразованных схем.
, где
, где
, где
Для точки К1:
Найдём периодическую составляющую для начального момента времени.
Для точки К2:
Найдём периодическую составляющую для начального момента времени.
Для точки К3:
Найдём периодическую составляющую для начального момента времени.
Таким образом, для всех точек КЗ расчётной схемы определены периодические составляющие тока трёхфазного КЗ в начальный момент времени. В сетях напряжением 110 кВ и выше (в сетях с заземлённой нейтралью) для проверки выключателей на отключающую способность, расчётным может быть и значение тока однофазного КЗ.
Найдём результирующие сопротивления и эквивалентные ЭДС для точек К1 и К2.
Для начала вычислим сопротивления для эквивалентных схем нулевой последовательности.
В нейтрале протекает ток трёх фаз, поэтому, чтобы учесть действительное падение напряжения в сопротивлении, его надо увеличить в 3 раза.
Для точки К1:
Для однофазного КЗ дополнительное сопротивление получается равным:
Находим ток прямой последовательности:
Ток однофазного КЗ в точке К1 оказался больше тока трёхфазного КЗ (20,4>19,93), поэтому является расчётным для проверки выключателей на отключающую способность.
Для точки К2:
Для однофазного КЗ дополнительное сопротивление получается равным:
Находим ток прямой последовательности:
Ток однофазного КЗ в точке К2 оказался больше тока трёхфазного КЗ (29,1>23,65), поэтому является расчётным для проверки выключателей на отключающую способность.
Выбираем элегазовый колонковый выключатель ВГУ-220-40/3150У1 [Uном=220(кВ); Iном=3,15(кА); Iотк.ном=40(кА); н 45(%); Iдин=40(кА); iдин=102(кА); Iтер=40(кА); tтер=2(с); tокл=0,04(с)].
Выбираем элегазовый колонковый выключатель ВГУ-500Б-40/3150У1 [Uном=500(кВ); Iном=3,15(кА); Iотк.ном=40(кА); н 45(%); Iдин=40(кА); iдин=102(кА); Iтер=40(кА); tтер=2(с); tокл=0,04(с)].
Найдём максимальную мощность потребляемую системой при минимальной нагрузки.
Сечение проводов ЛЭП мы выбираем с учётом, что в аварийной ситуации одна из ЛЭП выйдет из строя и вся мощность будет передаваться по любым трём ЛЭП.
По справочнику выбираем провода: АС-500/64 [количество проводов в фазе 3; r0=2(Ом); Х0=30,4(Ом); b0=3,6410-4(См); Iдоп=0,945(кА) длительно допустимый ток].
Выбираем элегазовый колонковый выключатель ВГУ-500Б-40/3150У1 [Uном=500(кВ); Iном=3,15(кА); Iотк.ном=40(кА); н 45(%); Iдин=40(кА); iдин=102(кА); Iтер=40(кА); tтер=2(с); tокл=0,04(с)].
Выбираем воздушный выключатель ВВГ-20-160/20000У3 [Uном=20(кВ); Iном=20(кА); Iотк.ном=160(кА); н 30(%); Iдин=160(кА); iдин=410(кА); Iтер=160(кА); tтер=4(с); tокл=0,14(с)].
Ток прямой последовательности в начальный момент КЗ от генераторов:
Токи обратной и нулевой последовательности равны току прямой последовательности:
Распределение токов обратной последовательности по ветвям системы и генераторов:
Распределение токов нулевой последовательности:
Определим периодическую составляющую тока КЗ от генератора для расчётного момента времени =0,01+ tокл=0,01+0,04=0,05(с).
Периодические составляющие тока однофазного КЗ в повреждённой фазе:
Можно считать, что эта составляющая во времени практически не изменяется. Поэтому:
Апериодические составляющие тока КЗ в момент размыкания контактов выключателя :
(из таблицы: для системы Та=0,06, Ку=1,85; для генераторов Та=0,34, Ку=1,97),
=0,01+ tокл=0,01+0,04=0,05(с).
Найдём ударный ток:
Нормальное содержание апериодической составляющей:
Расчётное значение импульса квадратичного тока:
Табл. 5.3.1
Расчётные данные |
Каталожные данные |
|
Выключатель ВГУ-500Б-40/3150У1 |
Разъединитель РНДЗ.1-500/3200 У1 |
|
Uуст=500 (кВ) |
Uном=500 (кВ) |
Uном=500 (кВ) |
Imax=1 (кА) |
Iном=3,15 (кА) |
Iном=3,2 (кА) |
IП,=19,5(кА) |
Iотк.ном=40 (кА) |
- |
ia.=16,7 (кА) |
- |
|
- |
||
iу=52,4 (кА) |
iдин=102 (кА) |
iдин=160 (кА) |
I2терtтер=4022=3200 (кА2с) |
I2терtтер=6322=7938 (кА2с) |
Ток прямой последовательности в начальный момент КЗ от генераторов:
Токи обратной и нулевой последовательности равны току прямой последовательности:
Распределение токов обратной последовательности по ветвям системы и генераторов:
Распределение токов нулевой последовательности:
Определим периодическую составляющую тока КЗ от генератора для расчётного момента времени =0,01+ tокл=0,01+0,04=0,05(с).
Периодические составляющие тока однофазного КЗ в повреждённой фазе:
Можно считать, что эта составляющая во времени практически не изменяется. Поэтому:
Апериодические составляющие тока КЗ в момент размыкания контактов выключателя :
(из таблицы: для системы Та=0,06, Ку=1,85; для генераторов Та=0,34, Ку=1,97).
Найдём ударный ток:
Нормальное содержание апериодической составляющей:
Расчётное значение импульса квадратичного тока:
Табл. 5.3.2
Расчётные данные |
Каталожные данные |
|
Выключатель ВГУ-220-40/3150У1 |
Разъединитель РНДЗ.1-220/3200 У1 |
|
Uуст=220 (кВ) |
Uном=220 (кВ) |
Uном=220 (кВ) |
Imax=2,3 (кА) |
Iном=3,15 (кА) |
Iном=3,2 (кА) |
IП,=23,65 (кА) |
Iотк.ном=40 (кА) |
- |
ia.=20,3 (кА) |
- |
|
- |
||
iу=63,49 (кА) |
iдин=102 (кА) |
iдин=125 (кА) |
I2терtтер=4022=3200 (кА2с) |
I2терtтер=5023=7500 (кА2с) |
Периодическая составляющая для начального момента времени:
Периодическая составляющая тока КЗ от генератора для расчётного момента времени :
Периодическая составляющая тока КЗ для расчётного момента времени в точке К3:
Апериодические составляющие тока КЗ в момент размыкания контактов выключателя :
(из таблицы: для системы Та=0,06, Ку=1,85; для генераторов Та=0,34, Ку=1,97),
=0,01+ tокл=0,01+0,14=0,15(с).
Найдём ударный ток:
Нормальное содержание апериодической составляющей:
Расчётное значение импульса квадратичного тока:
Табл. 5.3.3
Расчётные данные |
Каталожные данные |
|
Выключатель ВВГ-20-160/20000У3 |
Разъединитель РВПЗ-1-20/20000 У3 |
|
Uуст=20 (кВ) |
Uном=20 (кВ) |
Uном=20 (кВ) |
Imax=19,3 (кА) |
Iном=20 (кА) |
Iном=20 (кА) |
IП,=159,8 (кА) |
Iотк.ном=160 (кА) |
- |
ia.=69 (кА) |
- |
|
- |
||
iу=428,9 (кА) |
iдин=410 (кА) |
iдин=490 (кА) |
I2терtтер=16024=102400 (кА2с) |
I2терtтер=18024=129600 (кА2с) |
Точка КЗ |
Источник |
||||
К1 500 кВ |
Генераторы G1G4 |
7,91 |
7,9 |
9,6 |
22 |
Энергосистема и генераторы G5,G6 |
12,02 |
12,5 |
7,1 |
30,4 |
|
Суммарное знач. |
19,93 |
20,4 |
16,7 |
52,4 |
|
К2 220 кВ |
Генераторы G5,G6 |
9,52 |
9,52 |
11,62 |
26,52 |
Энергосистема и генераторы G1G4 |
14,13 |
14,13 |
8,68 |
36,97 |
|
Суммарное знач. |
23,65 |
23,65 |
20,3 |
63,49 |
|
К3 20 кВ |
Генератор G4 |
85,7 |
- |
58 |
177,7 |
Энергосистема и генераторы |
101,5 |
- |
11 |
251,2 |
|
Суммарное знач. |
187,2 |
- |
69 |
428,9 |
Расчётные данные |
Трансформатор тока ТФЗМ 500Б-1 |
Uуст=500 (кВ) |
Uном=500 (кВ) |
Imax=1 (кА) |
Iном=2 (кА) |
iу=52,4 (кА) |
iдин=180 (кА) |
ВК=182,52 (кА2с) |
I2терtтер=6821=4624 (кА2с) |
Расчётные данные |
Трансформатор тока ТФЗМ 330Б |
Uуст=220 (кВ) |
Uном=330 (кВ) |
Imax=2,3 (кА) |
Iном=3 (кА) |
iу=63,5 (кА) |
iдин=160 (кА) |
ВК=274,1 (кА2с) |
I2терtтер=6321=3969 (кА2с) |
Расчётные данные |
Трансформатор тока ТШВ 24 |
Uуст=20 (кВ) |
Uном=24 (кВ) |
Imax=19,3 (кА) |
Iном=30 (кА) |
iу=428,9 (кА) |
iдин не проверяется |
ВК=102144,2 (кА2с) |
(КТIном)2tТ=(630)24=129600 (кА2с) |
Принимаем за основу типовое РУ-220 (кВ) с двумя системами сборных шин и третьей обходной, разработанное институтом «Энергосетьпроект». Выключатели ВГУ-220-40/3150У1 расположены в один ряд вдоль дороги, необходимой для транспортировки оборудования. Проводники расположены в трёх ярусах. Опорные конструкции железобетонные с оттяжками.
Особенность данного РУ заключается в своеобразном расположении полюсов шинных разъединителей. Полюсы разъединителей первой системы шин установлены перпендикулярно направлению сборных шин. Полюсы разъединителей второй системы сборных шин установлены ступенчато и параллельно направлению системы сборных шин. Между первой и второй системами сборных шин предусмотрены дополнительные опоры для присоединений трансформаторов и линий. Такое конструктивное решение исключает возможность перекрытия обеих систем сборных шин при обрыве поперечных проводов.
РУ-500 (кВ) выполняем по полуторной схеме с выключателями, установленными в три ряда. Проводники сборных шин укреплены на П-образных порталах высотой 12 метров, установленных через каждые 48 метров.
Распределительные устройства для полуторной схемы могут быть выполнены также с установкой выключателей в два ряда и в один ряд. Соответственно ширина РУ может быть уменьшена, а длина увеличена в той мере, в какой это необходимо.
[1] Содержание. [2] Введение. [3] Из условия мне дано: [4] Выбор и расчёт схем и оборудования КЭС. [4.1] Разработка структурной схемы КЭС. [4.2] Выбор трансформаторов и автотрансформаторов. [4.3] Выбор схем распределительных устройств среднего (U1) и высшего (U2) напряжений. [4.4] Составление принципиальной (расчётной) схемы КЭС. [4.5] Расчёт токов КЗ и выбор выключателей. [4.5.1] Расчёт токов КЗ производим в следующей последовательности: [4.5.1.1] Составляем схему замещения. [4.5.1.2] Выбираем базисные мощность, ток и напряжение. [4.5.1.3] Все сопротивления привожу к базисным условиям. [4.5.1.4] Постепенным преобразованием схему замещения привожу к двух - лучевой звезде относительно точек КЗ и нахожу начальные значения токов КЗ для каждого луча. [4.5.1.5] Рассчитаем ток трёхфазного КЗ. [4.5.1.6] Составляем схему замещения нулевой последовательности. [4.5.1.7] Постепенным преобразованием схему замещения привожу к двух - лучевой звезде относительно точек КЗ и нахожу начальные значения токов КЗ для каждого луча. [4.5.1.8] Рассчитаем ток однофазного КЗ. [4.5.2] Предварительный выбор выключателей производим по номинальному напряжению той цепи, где он находится и продолжительному номинальному току. [4.5.2.1] Выбор выключателей в цепи двух обмоточного трансформатора связи и в цепи автотрансформатора связи между РУ-220(кВ) и РУ-500(кВ) для РУ-220(кВ): [4.5.2.2] Выбор выключателей в цепи двух обмоточного трансформатора связи и в цепи автотрансформатора связи между РУ-220(кВ) и РУ-500(кВ) для РУ-500(кВ): [4.5.2.3] Выбор выключателя в цепи ЛЭП: [4.5.2.4] Выбор выключателей в цепи генератора: [4.5.3] Проверка выключателей на отключающую способность. [4.5.3.1] Для точки К1: [4.5.3.2] Для точки К2: [4.5.3.3] Для точки К3: [4.5.4] Сводная таблица результатов расчёта токов КЗ (по данным примеров: 5.3.1; 5.3.2; 5.3.3). [4.6] Выбор трансформаторов тока. [4.6.1] Для выключателя ВГУ-500Б-63/3150У1: [4.6.2] Для выключателя ВГТ-220-40/2500У1: [4.6.3] Для выключателя ВВГ-20-160/20000У3: [4.7] Графическая часть проекта чертёж главной схемы КЭС. [5] Литература. [6] Оглавление. |
К1 К2
К1 К2
Рис.5.4
Схема замещения нулевой последовательности
K1 K2
Рис.5.3
К1 К2 К3
К3
К1 К2
Рис.5.2
Схема замещения
K1 K2
K3
Рис.5.1
Принципиальная (расчётная) схема ЭС
С
Нагрузка (10150 МВт)
L1 L2 L3 L4
l=400(км)
515 кВ К1 К2 230 кВ
Sн=630 ТА1 Sн=630
(МВА) (МВА)
Uк=14,5 Uк=13,5
(%) Т1 Т2 Т3 Т4 (%) Т5 Т6
К3 ТА2
СН СН СН CH CH CH
SG=635 Sн=500 (МВА)
(МВА) G1 G2 G3 G4 Uк=12,5 (%) G5 G6
Хd”=0,24 Рис.4.1
Структурная схема (вариант 2)
С
Нагрузка 1200/720 (МВт)
L1 L2 L3 L4
РУ 500 кВ РУ 220 кВ
Sпер.ав
-359,9 (МВА)
4630 2630
МВА ТА1 МВА
Т1 Т2 Т3 Т4 Т5 Т6
SТ=2500(МВА)
4540 ТА2 2540
МВт МВт
СН G1 СН G2 СН G3 CH G4 CH G5 CH G6
Рис.1.2
Структурная схема (вариант 1)
С
Нагрузка 1200/720 (МВт)
L1 L2 L3 L4
РУ 500 кВ РУ 220 кВ
Sпер.max
525,1 (МВА)
3630 ТА1 3630
Т1 Т2 Т3 МВА МВА Т4 Т5 Т6
3540 2500(МВА) 3540
МВт ТА2 МВт
СН G1 СН G2 СН G3 CH G4 CH G5 CH G6
Рис.1.1
А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать | |||
65104. | РАСПРОСТРАНЕНИЕ ИСЛАМА В ЗОЛОТОЙ ОРДЕ (НА МАТЕРИАЛАХ ПОГРЕБАЛЬНЫХ ПАМЯТНИКОВ) | 2.13 MB | |
Халикова также разбирает проблему идентификации исламских погребений и делает попытку выделить типично мусульманские признаки в погребальном обряде опираясь на предписанные шариатом правила и на анализ археологических материалов... | |||
65105. | К ВОПРОСУ О РОЛИ СУФИЗМА В ИСЛАМИЗАЦИИ ЗОЛОТОЙ ОРДЫ | 71 KB | |
Однако проникновение ислама в Золотую Орду началось намного раньше ещё с момента её образования поэтому связывать исламизацию лишь с волевыми решениями ханской администрации было бы ошибочно. | |||
65106. | ГОРОДИЩЕ АК-САРАЙ | 43.5 KB | |
На восток охранная зона памятника включающая городище и мавзолеи протянулась на расстояние около 2250 метров от берега р. В природном отношении территория занимаемая городищем и комплексом мавзолеев представляет собой всхолмлённую слабозадернованную песчаную полупустыню. | |||
65107. | ИСЛАМ В ЗОЛОТОЙ ОРДЕ (ИСТОРИКО-АРХЕОЛОГИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ) | 4.28 MB | |
С течением времени уменьшается число как богатых так и бедных погребений с признаками всадничества. Однако при соблюдении ряда основных признаков мусульманской погребальной обрядности по остальным признакам данные захоронения часто мало... | |||
65109. | Кыпчаки и Кимакский каганат. Йемеки | 47 KB | |
Легендарные сведения подтверждают указанное направление движения кыпчаков: согласно легенде о предке уйгуров Огузкагане последний послал кыпчаков чтобы они поселились между страной итбараков предположительно киргизов. Повидимому более раннее или параллельное название кыпчаков сиры. | |||
65110. | КНЯЗЬЯ КАЗАНСКИЕ, КНЯЗЬЯ БОЛГАРСКИЕ | 103 KB | |
Осенью этого года великий князь суздальский и нижегородский Дмитрий Константинович послал рать на Болгарского князя Асана вариант написания: Блъгарского князя Осана 4. высказана следующим образом: на Болгарского князя Асана еже ныне глаголются Казанцы выделено нами. | |||
65111. | Модель Татарстана: «За» И «Против» | 134.5 KB | |
Обычно Модель Татарстана противопоставляется опыту других регионов суверенизация которых была сопряжена с острыми кризисами Абхазия Чеченская республика Ичкерия и др. Но сам опыт Татарстана при этом рассматривается весьма однобоко в основном с точки зрения мирного характера... | |||
65112. | Об основных этапах становления татарской нации | 248.5 KB | |
Проблему формирования татарской нации на сегодня трудно считать изученной сколько-нибудь исчерпывающе. Ее автор выделил три основных этапа становления татарской буржуазной нации: первый с конца ХVII до конца ХVIII вв. | |||