97832

Расчет и проектТЭЦ 440 МВт

Дипломная

Энергетика

Электроэнергетика в развитых странах мира является базовой отраслью топливно-энергетического комплекса и определяет состояние экономики. Помимо количественных и структурных изменений в электроэнергетике, одна из важных тенденций - интеграция электроэнергетических систем (ЭЭС) и формирование региональных и межгосударственных энергообъединений.

Русский

2015-10-25

1.28 MB

10 чел.

Аннотация

В данном курсовом проекте рассчитываем и проектируем ТЭЦ 440 МВт.

В соответствии с заданием на курсовой проект составили два варианта структурных схем. Произвели выбор основного оборудования: генераторов, блочных трансформаторов и трансформаторов связи, подсчитали количество линий каждого РУ.

 Затем произвели технико-экономическое сравнение обоих вариантов схем и выбрали экономически выгодный из них.

Согласно произведённому подсчёту нагрузок собственных нужд были выбраны трансформаторы собственных нужд.

Вычислили значения токов короткого замыкания, и по ним из каталогов было выбрано и проверено остальное оборудование: выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы тока и напряжения. Также были выбраны и проверены токоведущие части РУ. Даны описания конструкций всех РУ.


Содержание

Аннотация 3

Введение 6

1 Выбор двух вариантов структурных схем 8

1.1 Вариант 1 8

1.2 Вариант 2 9

2 Выбор основного оборудования 10

2.1 Выбор генераторов 10

2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи 12

3. Расчет количества линий распределительных устройств 16

3.1. Расчёт количества линий на высокое напряжение 16

3.2. Расчёт количества линий на среднее напряжение: 17

3.3 Количество линий на низком напряжении 17

4. Выбор схем распределительных устройств всех напряжений 18

4.1  Выбор схемы РУВН-110 кВ 18

4.2 Схема для РУ 35 кВ: 19

4.3 Схема ГРУ-10кВ. 20

5 Технико-экономическое сравнение двух вариантов 21

5.1 Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат. 21

5.2 Расчет для первого варианта 21

5.3 Расчет для второго варианта 22

6 Схема собственных нужд 23

6.1  Трансформаторы в блочной части выбираются по условиям: 23

6.2 Выбор ТСН в неблочной части 23

7. Расчет токов короткого замыкания 25

7.1 Расчетная схема 26

7.2 Схема замещения. 26

7.3 Расчет сопротивлений 27

7.4 Преобразование схемы для  точки К-1 29

7.5 Расчет токов короткого замыкания  для  точки К-1 30

7.6 Преобразование схемы для  точки К-2 33

7.7 Преобразование схемы для  точки К-3 35

7.8 Преобразование схемы для  точки К-4 38

7.9 Преобразование схемы для  точки К-5 39

7.10 Расчет токов короткого замыкания  для  точки К-5 41

8. Выбор выключателей и разъединителей 44

8.1 Выбор выключателей на ОРУ-110кВ 44

8.2 Выбор выключателей на ОРУ-35кВ 46

8.3 Выбор выключателей на ГРУ, цепь ввода генератора 63МВт 47

8.4 Выбор выключателей на отходящие линии с ГРУ 48

8.6 Выбор разъединителей 53

8.7 Выбор разъединителей на ОРУ-110кВ 53

9.8 Выбор разъединителей на ОРУ-35кВ 54

8.9 Выбор разъединителей на ГРУ-10кВ 54

9 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения 56

9.1 Проверка трансформаторов тока на ОРУ-110кВ 56

9.2 Выбор трансформаторов тока на ОРУ-35кВ 58

9.3 Выбор трансформаторов напряжения на ОРУ-110кВ 60

9.4 Выбор трансформаторов напряжения на ОРУ-35кВ 60

9.5 Выбор трансформаторов напряжения на ГРУ-10кВ 61

10. Выбор токоведущих частей 62

10.1 Выбор сборных шин и ошиновки на ОРУ-110кВ 62

10.2 Выбор сборных шин и ошиновки на ОРУ-35кВ 63

10.3 Выбор комплектного токопровода в цепи генератора на ГРУ 64

10.5 Выбор сборных шин на ГРУ 65

11   Выбор ограничителей перенапряжения 67

11.1  Выбор ограничителей перенапряжения на 110кВ. 67

11.2 Выбор ограничителей перенапряжения на 35кВ. 67

11.3 Выбор ограничителей перенапряжения на 10кВ. 67

12 Выбор конструкции распределительных устройств 68

12.1 Требования к конструкциям ОРУ 68

11.2 Конструкция ОРУ -110кВ 68

12.3 Конструкция открытого РУ-35кВ 69

12.4 Требования к конструкциям ЗРУ 69

12.5 Конструкция РУ-10кВ 69

Заключение 71

Список литературы 72


Введение

Электроэнергетика в развитых странах мира является базовой отраслью топливно-энергетического комплекса и определяет состояние экономики. Помимо количественных и структурных изменений в электроэнергетике, одна из важных тенденций - интеграция электроэнергетических систем (ЭЭС) и формирование региональных и межгосударственных энергообъединений. Целесообразность интеграции определяется возможностью использования системных эффектов в процессе маневрирования энергоресурсами, генерирующими мощностями и потоками электроэнергии. Основная цель расширения и объединения ЭЭС состоит в предоставлении потребителям на всей территории энергообъединения электроэнергии и электроэнергетических услуг высокого качества и с высокой надежностью. Тем самым электроэнергетика все в большей мере приобретает функции инфраструктурной отрасли экономики.

Основная доля в структуре генерирующих мощностей приходится на тепловые электростанции, работающие на органическом топливе, кроме Латинской Америки, где в силу природных условий получила приоритетное развитие гидроэнергетика

Согласно большинству прогнозов органическое топливо в ближайшие несколько десятилетий будет по-прежнему играть ведущую роль в структуре топливного баланса тепловых электростанций. Предпосылками для этого являются: благоприятная для потребителей ценовая конъюнктура органического топлива; хорошая техническая разработка технологий производства электроэнергии на базе органического топлива; значительные разведанные запасы нефти, газа и угля и постепенный перевод в эту категорию части их геологических запасов.

В последнее десятилетие условия развития электроэнергетики России изменились. К изменениям, оказывающим влияние на тенденции в развитии генерирующих мощностей, можно отнести следующие.

- Значительно большее, чем ранее, внимание экологическим проблемам развития электроэнергетики со стороны населения и общественных организаций.. Надлежащий учет экологических факторов при размещении энергетических объектов в регионах ограничивает единичные мощности электростанций, требует разнесения тепловых электростанций на большей территории, снижения объемов водохранилищ ГЭС, повышает интерес к использованию малых электростанций, в т.ч. на возобновляемых энергоресурсах.

- Кризисные явления в энергетическом машиностроении и энергостроительной индустрии. Низкие темпы вводов генерирующих мощностей в последнее десятилетие и, соответственно, малые объемы заказов энергетического оборудования отразились на состоянии этих отраслей - ушли квалифицированные специалисты, распались крупные строительные коллективы и пр. Восстановление производственного потенциала этих отраслей, его обновление на современной основе потребуют значительных средств и времени.

- Реструктуризация и модернизация экономики страны на новой основе с активным применением энергосберегающих технологий, что приведет в перспективе к снижению темпов роста спроса на электроэнергию. Это подтверждает опыт развитых зарубежных стран. Указанный фактор не способствует вводу достаточно крупных электростанций.

- Существенное повышение неопределенности в спросе на электроэнергию в перспективе из за неопределенности рыночной конъюнктуры по сравнению с плановой экономикой. Действие этого фактора требует существенного увеличения адаптивности развития электроэнергетики к изменяющимся условиям, что реально может быть обеспечено за счет относительно небольших энергетических установок, сооружаемых за короткое время.

Таким образом, новые условия развития электроэнергетики в России приводят к существенным изменениям в структуре генерирующих мощностей, темпах их роста, размещении электростанций.

1 Выбор двух вариантов структурных схем

1.1 Вариант 1

Для первого варианта станции  устанавливаем два генератора,  мощностью по 63 МВт каждый, работающие на шины низкого напряжения. На шины высокого напряжения 110 кВ  устанавливаем три блока генератор-трансформатор с мощностью генераторов по 110 МВт каждый.

Связь между распределительными устройствами происходит через трёхобмоточные  трансформаторы связи.

Связь с энергосистемой производится через РУВН 110 кВ.


   1.2 Вариант 2

                                                       

Для второго варианта станции  устанавливаем два генератора,  мощностью по 63 МВт каждый, работающие на шины низкого напряжения. На шины высокого напряжения 110 кВ  устанавливаем два блока генератор-трансформатор мощностью генераторов по 160 МВт каждый.

Связь между распределительными устройствами также происходит через два  трёхобмоточных  трансформатора связи.

Связь с энергосистемой производится через РУВН 110 кВ.


2 Выбор основного оборудования

2.1 Выбор генераторов

Все генераторы выбираем серии Т3В : Т3В 63 2; Т3В 110 2 ; Т3В 160 2.

Серия турбогенераторов Т3В с полным водяным охлаждением взрыво- и пожаробезопасны, так как не содержит масла и водорода. Внутренний объем генератора заполнен под небольшим избыточным давлением воздухом, циркулирующим через осушительную установку. Основной особенностью этой серии является «самонапорная» система охлаждения ротора, которая позволяет существенно снизить давление циркулирующей в роторе воды. Это исключает разгерметизацию ротора, а следовательно, повышает надежность работы. Генераторы Т3В изготовляются ОАО «Электросила» мощностью от 63 до 800 МВт.

Турбогенераторы Т3В отличаются доступностью внутренних элементов для осмотра и ремонта из-за большого числа люков в обшивке, просторных концевых частей корпуса статора, отсутствие жестких требований к герметичности корпуса. Они по всем параметрам соответствуют мировому уровню, а по ряду характеристик (КПД, устойчивость, запасы мощности, безопасность, простота обслуживания) превосходит его.

Таблица 2.1 Технические данные генераторов

Тип

генератора

Рн..МВт

Sном

МВ*А

cosφ

Uн

кВ

Iн.ст

кА

Xd’’

%

Сист.

возб.

Цена тыс.руб.

Т3В-63-2

63

78,8

0,8

10,5

4,33

0,153

вч

260

Т3В-110-2

110

137,5

0,8

10,5

9,49

0,189

вч

500

Т3В-160-2

160

188,2

0,85

15,75

0,221

593

2.2. Выбор блочных трансформаторов

Условия выбора блочных трансформаторов:

  1.  Uн,вн  Uуст
  2.  Uн,нн = Uн,г
  3.  Sн,т  Sбл.тр

Найдем реактивную мощность генератора Q, МВАр:

Q = Р= Р ,                                                  (2.1)              

где  Р - номинальная мощность генератора, МВт.

     cos - коэффициент мощности генератора.

      Qнг 63= 63 = 47,25 МВАр

      Qнг 110= 110 = 82,5 МВАр        

      Qнг1600= 160 = 99,159 МВАр        

Расход активной и реактивной мощности на собственные нужды Р, МВт и Q, МВАр:

      Р=,                                                                             (2.2)

где n% - процентный расход на собственные нужды, зависит от вида топлива и мощности генератора, для газа n% = 6,6.  [ 2, табл. 1.4 ]

Рсн 63 = = 4,158 МВт

Рсн 110 = = 7,26 МВт

Рсн 160 = = 10,56 МВт

Q = ,                                                                                       (2.3)

Qсн 63 = = 3,12 МВАр

Qсн 110 = = 5,44 МВАр

Qсн 160 = = 6,54 МВАр

Мощность проходящая через блочный трансформатор S, МВА:

Sбл = ,                                                                (2.4)

Sбл 110 = = 128,45 МВА

Sбл 160 = = 175,814 МВА

Выбираем трансформаторы:

  1.  В блоке с генератором Т3В-110-2 подходит трансформатор типа ТДЦ-200000/110

1) 121 кВ > 110кВ

2) 10,5 кВ = 10,5 кВ

3) 200 МВА > 128,43 МВА.

  1.  В блоке с генератором Т3В-160-2 подходит трансформатор типа ТДЦ-200000/110

1) 121 кВ > 110кВ

2) 15,75 кВ = 15,75 кВ

3) 200 МВА > 175,814 МВА

2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи 

На ТЭЦ рекомендуется устанавливать два параллельно работающих трансформатора связи.

Трансформаторы связи выбирают по условиям:  

1) Uн.вн  Uуст

2) Uн.сн  Uуст

  3) Uн.нн  Uгру

4) 2Sнт  Sтр.с.

Так как у нас структурная схема на низкой стороне в первом и втором варианте одинаковая, то выбор трансформатора выполняем одним расчетом:

Определим суммарную активную мощность собственных нужд на ГРУ , МВт:

 =   ,                                                                   (2.5)

где - активная суммарная мощность генераторов работающих на ГРУ, МВт.

==126 МВт

 = = 8,32 МВт

Найдём суммарную реактивную мощность генераторов работающих на шины ГРУ :

= ,                                                          (2.6)

= = 94,5 МВАр

Определим суммарную реактивную мощность собственных нужд на ГРУ , МВАр                                                                                                            = ,                                                                            (2.7)

= = 6,24 МВАр

Найдём минимальную потребляемую активную и реактивную энергию с шин ГРУ P, МВт и Q, МВАр:

P = 14 МВт,

P = 32 МВт,

Q =  P,                                                                   (2.8)

где сos - коэффициент мощности потребляемой нагрузки с шин ГРУ.  

Q = 14 =7,17 МВАр

Рассчитаем мощность проходящую через трансформаторы S, МВА:

2Sт = ,                (2.9)

2Sт =131,628 МВА,

Sт = 131,628 /2 = 65,815 МВА

Для первого и второго варианта структурных схем выбираем трансформатор связи типа: ТДТН 80000/110 УХЛ1

  1.  115 кВ > 110 кВ
  2.  38,5 кВ > 35 кВ
  3.  10,5 кВ > 10 кВ
  4.  80 МВА > 65,815 МВА

Выбранный трансформатор необходимо проверить в двух режимах:

1) Аварийное отключение одного из трансформаторов с 40% пеегрузкой второго:

1,4 Sнт  Sт

Рассчитаем максимальную реактивную мощность потребляемую с шин ГРУ   Qmax гру, МВАр:

Qmax гру = P,                                                                   (2.10)

Qmax гру = 32 = 16,4 МВАр

Определяем нагрузку на трансформаторе Sт, МВА:

Sт = ,                    (2.11)  

где P - максимальная, активная мощность, потребляемая с шин ГРУ.                                             

Sт = = 111,9 МВА

 1,4 63 МВА > 111,9 МВА

Условие выполняется.

 2) Аварийное отключение одного из генераторов на ГРУ при максимальной нагрузке на шинах генераторного и среднего напряжения:

2Sнт  Sт

Рассчитаем активную и реактивную мощность двух генераторов работающих на шине ГРУ Рнггру(n-1) ,МВт, Qнггру(n-1), МВАр:                                                                                                            (2.12)

Рнггру(n-1)= 63  МВт

Qнггру(n-1) = 63 = 47,25 МВАр    (2.13)

Теперь рассчитаем реактивную максимальную нагрузку потребляемую с шин среднего напряжения Q, МВАр:

 Qmax ср = Pmax ср ,                                                                   (2.14)

где P - максимальная активная мощность потребляемая с шин среднего напряжения, МВт.                                                

Qmax ср = 36 = 18,44 МВАр  

Рассчитаем нагрузку на трансформаторе Sт, МВА:

2Sт=

2Sт = = 14,68 МВА

2Sт = 14,68 МВА

Sт = 7,34 МВА

63 МВА > 7,34 МВА

Принимаем трёхобмоточный трансформатор связи для первого и второго варианта схем типа: ТДТН 80000/110-у1

Таблица 2.2 Технические данные трансформаторов

Тип

трансф.

Sнт,

МВА

Uн, кВ

Потери, кВт

Uкз , %

Цена

тыс.р

ВН

СН

НН

Рхх

Ркз

вн-сн

сн-нн

нн-вн

ТДЦ 200000/110

200

121

-

15,75

170

550

-

10,5

-

222

ТДТН  80000/110

80

115

38,5

11

45

270

10,5

18

7

137

Расшифровка марок

Т- трехфазный;

Д- масляный с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха;

ДЦ- с принудительной циркуляцией масла и воздуха;

Т-Трёхобмоточный

Н-РПН


3. Расчет количества линий распределительных устройств

3.1. Расчёт количества линий на высокое напряжение

Расчет для первого варианта структурных схем :

Рассчитаем суммарную активную мощность собственных нужд на ТЭЦ , МВт:

= Рснбл + Рснгру,                                                                              (3.1)

= 7,263 + 4,158 2  = 30,156 МВт

Определим общее количество линий на высокое напряжение:

nлин = ,                                                          (3.2)

где  Рст  - активная мощность станции, МВт.

    Р  - пропускная способность одной линии, МВт.       [  3. с 21]

nлин = = 10,74

Принимаем количество линий равное одиннадцати. Количество тупиковых линий равно.

nтуп =220/35=6,29 ~ 7

Количество линий отходящих в энергосистему определяется:

nл.сист = nлин  - nтуп,                                                                                  (3.3)

nл.сист = 11-7 = 4

Расчет для второго варианта структурных схем :

Рассчитаем суммарную активную мощность собственных нужд на ТЭЦ , МВт:

= Рснбл + Рснгру,                                                                              (3.4)

= 10,562 + 4,158 2  = 29,436 МВт

Определим общее количество линий на высокое напряжение:

nлин = ,                                                          (3.5)

где  Рст  - активная мощность станции, МВт.

    Р  - пропускная способность одной линии, МВт.       [3. с 21]

nлин = = 10,47

Принимаем количество линий равное одиннадцати Количество тупиковых линий равно.

nтуп =220/35=6,29 ~ 7

Количество линий отходящих в энергосистему определяется:

nл.сист = nлин  - nтуп,                                                                                  (3.6)

nл.сист = 11-7 = 4

3.2. Расчёт количества линий на среднее напряжение:

 n= ,                                                                                        (3.7)

где Рmax - максимальная активная мощность потребляемая с шин среднего напряжения, МВт.

nл = = 3,6

Принимаем количество линий равное четырем.

3.3 Количество линий на низком напряжении 

 n= ==10,7

Принимаем количество линий равное двенадцати.


4. Выбор схем распределительных устройств всех напряжений

4.1  Выбор схемы РУВН-110 кВ

Для РУВН-110 кВ обоих вариантов структурных схем выбираем схему с двумя рабочими с секционированными выключателями, и обходной системами шин с двумя обходными и с двумя шиносоединительными выключателями. Эта схема применяется при числе присоединений 12 и более, в данном случае на РУ-110кВ 16 присоединений (3 блочных трансформатора, 2 трансформатора связи, 4  системных линий и 7 тупиковых) для первого варианта и 15 присоединений (2 блочных трансформатора,2 трансформатора связи, 4  системных линий и 7 тупиковых) для второго варианта выбранных схем.

Шиносоединительный выключатель нормально включен и выравнивает напряжение по системам шин. Секции шин соединены между собой нормально включенными (для выравнивания напряжения по секциям шин) секционными выключателями. Обходной выключатель нормально отключен, шинные разъединители в цепи обходного выключателя так же отключены. Обходная система шин вместе с обходным выключателем служат для вывода в ремонт любого выключателя, а так же систему шин не нарушая работы присоединений.

Схема для первого варианта :

Схема для второго варианта:


На РУСН-35 кВ применяем одну секционированную систему шин, в нормальном режиме секционный выключатель включён и выравнивает потенциалы по секциям шин. Недостаток этой схемы состоит в том, что при выводе в ремонт или коротком замыкании на одной из секций шин отключится часть потребителей количество присоединений равно 6-ти (4-е линии, 2-а трансформатора связи). Присоединения фиксированные.

4.2 Схема для РУ 35 кВ:

На генераторное распределительное устройство применим одну секционированную системную сборных шин. Шины ГРУ секционируются по количеству генераторов, секционный выключатель нормально включён  для выравнивания потенциалов по секциям шин. Для ограничения токов которого замыкания на шинах в цепи секционного выключателя применяется секционный  реактор. Питающие потребитель линии запитываются с шин ГРУ через групповые реакторы, они предусмотрены для:

- ограничения тока короткого замыкания в линии с целью установки малогабаритных вакуумных выключателей встроенных в КРУ;

- поддержание напряжения  на шинах в пределах 65% от номинального напряжения при коротком замыкании в линии;

- уменьшение габаритов ГРУ за счёт уменьшения количества присоединений к шинам.      


4.3 Схема ГРУ-10кВ.


5 Технико-экономическое сравнение двух вариантов

5.1 Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат.

Подсчитаем капитальные затраты по вариантам. Для этого составим таблицу, в которую вносятся только те элементы на которые варианты различаются.

Таблица 5.1 - Разница капитальных вложений в строительство ТЭЦ по вариантам

Наименование и тип оборудования

Стоимость единицы, тыс.руб.

I вариант

II вариант

Кол-во, штук

Стоимость, тыс.руб.

Кол-во, штук

Стоимость, тыс.руб.

Генератор Т3В-110-2

500

3

1500

-

-

Генератор Т3В-160-2

593

-

-

2

1168

Трансформатор ТДЦ-200000/110

222

1

222

-

-

Ячейка 110 кВ

1

-

-

ВСЕГО

1722

1186

5.2 Расчет для первого варианта

Рассчитаем потери энергии на блочных трансформаторах , кВт∙ч:

,                                                  (5.1)

где    - потери на холостом ходу в трансформаторе, кВт.

     t  число часов работы трансформатора в году, ч.

         - потери при коротком замыкании в трансформаторе, кВт.

        - мощность проходящая через трансформатор, МВА.

         - номинальная мощность трансформатора, МВА.

        - число часов максимальных потерь. Зависит от числа часов использования максимума нагрузки. [ 1  ,С. 396]

Потери в трансформаторе ТДЦ-200000/110

кВт∙ч

Так как трансформаторов в первом варианте три, то:

5985087,6 кВт∙ч

Так как трансформаторов во втором варианте два, то:

3990058,4 кВт∙ч

Определим эксплуатационные затраты , тыс.руб:

- стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторах, тыс.руб/кВт∙ч:

,                                  (5.2)

где - стоимость одного кВт∙ч   (150 коп/кВт∙ч)

8977631,4 руб

- расходы на ремонт, амортизацию и содержание персонала. Они составляют 8-9% от капитальных затрат, тыс.руб.

,                                              (5.3)

15498 тыс.руб

,                                     (5.4)

24475,6314 тыс.руб

Подсчитаем затраты по варианту, тыс.руб. :

,                                       (5.5)

где - нормативный коэффициент эффективности

тыс.руб

5.3 Расчет для второго варианта

Определим эксплуатационные затраты, по варианту 2

руб

тыс.руб

тыс.руб

Подсчитаем затраты

тыс.руб

5.4 Сравним варианты

Е==                       (5.6)

Так как разница составляет 31,35 %, для дальнейших расчетов выбираем второй вариант структурных схем, так как он экономически выгоднее.


6 Схема собственных нужд

Для обеспечения технологического процесса работы станции необходимо запитывать потребителей собственных нужд: электродвигатели, освещение, отопление и так далее. Для этого на станции сооружается два РУ собственных нужд:6 кВ и 0,4 кВ

На ТЭЦ можно выделить блочную и неблочную часть.

Согласно НТП питание собственных нужд в блочной части осуществляется отпайкой с выводов генератора, через понижающие трансформаторы.

6.1  Трансформаторы в блочной части выбираются по условиям:

1)

2) кВ

3)

Для генератора Т3В-160-2 принимаем трансформатор типа:  ТРДНС 16000/15-У1

1) 15,75 кВ = 15,75 кВ

2) 6,3 кВ = 6,3 кВ

3) 16 МВА > 12,42 МВА

6.2 Выбор ТСН в неблочной части

Питание рабочих секций собственных нужд в неблочной части выполняется с шин ГРУ, причем с одной секции шин ГРУ можно запитывать не более 2-х рабочих секций собственных нужд. Количество рабочих секций собственных нужд в неблочной части определяется количеством котлов. На ГРУ в проектируемой  станции предусматривается четыре котла. Два котла запитывается с первой секции сн и два- со второй.

Питание на резервную магистраль подается от резервного источника. На данной электростанции  питание на резервную магистраль подается через пуско резервный трансформатор собственных нужд с низкой обмотки трансформатора связи до выключателя.

Трансформаторы собственных нужд в неблочной части выбираются по условиям:

1)  

2) 6,3 кВ

3)

Подходит трансформатор типа: ТДНС-16000/10 У1

  1.  10,5 кВ=10,5 кВ
  2.  6,3 кВ=6,3 кВ
  3.  16 МВА > 10,4 МВА    

Так же на ТЭЦ предусматривается резервные ТСН, которые должны быть такими же как и самый мощный рабочий включая блочную часть.

Принимаем резервные ТСН: ТРДНС 16000/15 У1

Производитель ТСН СП ОАО «Чирчикский Трансформаторный Завод»

Таблица 6.1 Технические данные трансформаторов

Тип

трансф.

Sнт,

МВА

Uн, кВ

Потери, кВт

Uкз , %

Цена

тыс.р

ВН

СН

НН

Рхх

Ркз

вн-сн

сн-нн

нн-вн

ТРДНС 16000/35

16

15,75

-

6,3

24,5

115

62

ТДНС  16000/35

16

10,5

-

6,3

17

85

49

Т -  трехфазный;

Р - обмотка низшего напряжения расщеплена на две;

Д - масляный с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха;

Н - с регулированием напряжения под нагрузкой;

С - в конце буквенного обозначения - для собственных нужд электростанций;

Схема собственных нужд


7. Расчет токов короткого замыкания

Расчеты токов КЗ необходимы:

- для сопоставления, оценки и выбора главных схем электрических станций, сетей и подстанций;

- выбора и проверки электрических аппаратов и проводников;

- проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики;

- анализа аварий в электроустановках и электрических системах;

-проверки оборудования на термическую и динамическую устойчивость.

Для упрощения расчетов токов короткого замыкания принимают следующие допущения:

-отсутствие качаний генераторов (принимается, что в процессе короткого замыкания генераторы вращаются синхронно);

-линейность всех элементов схемы (не учитывается насыщение магнитных  систем);

- все нагрузки представляются в виде постоянных индуктивных сопротивлений;

- пренебрежение активными сопротивлениями элементов;

- пренебрежение распределенной емкостью электрических линий;

- симметричность всех элементов схемы за исключением места короткого замыкания;

- пренебрежение током намагничивания трансформаторов.

Расчет проводим в относительных единицах, для этого принимают Sб = 1000 МВА.

Порядок расчета токов КЗ:

  1.  Составляется расчетная схема;
  2.  По расчетной схеме составляется схема замещения;
  3.  Рассчитываются сопротивления схемы замещения;
  4.  Рассчитываются токи.

7.1 Расчетная схема

Рисунок 7.1- Расчетная схема

7.2 Схема замещения.

Рисунок 7.2- Схема замещения.

7.3 Расчет сопротивлений

Прежде чем рассчитывать токи необходимо выбрать секционный реактор, установленный на ГРУ.

Секционный реактор выбирается по условиям:

  1.  UНОМ,LR UУСТ;
  2.  IНОМ,LR IMAX.

Максимальный ток для секционного реактора:

,                  (7.1)

где SНОМ,G- полная номинальная мощность генератора, UНОМ,G- напряжение на выводах генератора.

 
Выбираем реактор РБГ 10-2500-0,20 У3

  1.  10кВ=10кВ;
  2.  2,5 кА>2,16 кА.

Расчет сопротивлений производим в относительных единицах. Принимаем базисную мощность равную SБ=1000МВА.

Рассчитаем сопротивление энергосистемы:

,              (7.2)

SБ- базисная мощность;

SН- мощность энергосистемы.

Рассчитаем сопротивление линий:

       (7.3)

где - удельное сопротивление 1км линии. Для линий 6 - 220 км =0,4 Ом/км;  

l- длина ЛЭП,км;

UСР - ближайшее большее напряжение по ряду средних напряжений, кВ.

Рассчитаем сопротивление блочного трансформатора ТДЦ-200000/110:

,       (7.4)

где - индуктивное сопротивление обмоток трансформатора.

Рассчитаем сопротивление генераторов Т3В-63-2 и Т3В-160-2:

                         (7.5)

где Хd  сверхпереходное сопротивление генератора по продольной оси.

Рассчитаем сопротивления трансформаторов связи ТДТН-80000/110:

          (7.6)

        (7.7)

        (7.8)

Так как на ТЭЦ низкая обмотка трехобмоточного трансформатора связи должна обращаться в ноль, меняем местами XТС  и XТН.

X15=X20=0

Рассчитаем сопротивления высокой и средней обмотки:

Рассчитаем сопротивление реактора:

,                 (7.9)

где XНР- номинальное сопротивление реактора. Указывается в типе реактора.

Найдем сопротивление трансформатора собственных нужд (ТСН) ТРДНС 16000/35:

Так как трансформатор с расщеплённой обмоткой то формуле из [1. стр101]

                                                         (7.10)

                                                           (7.11)

                                                                    (7.12)

   

                                                       

7.4 Преобразование схемы для  точки К-1

Рисунок 7.3- Преобразования схемы относительно точки К-1

Отбрасываем сопротивления X17 и X19 так как они равны нулю.

Объединяем сопротивления всех линий в одну, складывая их параллельно.

X29=X2||X3||X4||X5 =

X29=

Сложим последовательно сопротивления энергосистемы и линий:

X30=X1+X29=0,48+0,484=0,964

Ток при коротком замыкании течет через сопротивления X6, X7, X11, X12,X13, X16, X17, X18, X21. Не учитываем сопротивления X8, X9, X10, X14, X19 так как ток при коротком замыкании в точке К-1 через них не течет.

X31=|| ==

X32=|| ==

Перейдем к следующей схеме:

Рисунок 7.4- Лучевая схема для точки К-1

7.5 Расчет токов короткого замыкания  для  точки К-1

Расчет начального действующего значения периодической составляющей тока КЗ, IП0 (t=0)

Определим базисный ток IБ:

,         

где SБ-базисная мощность, UСР,КЗ- напряжение на той ступени, где произошло КЗ.

Рассчитаем IП0 энергосистемы и генераторов:

,         

где ЕX  сверхпереходное ЭДС источника. Для системы ЕX=1. XРЕЗ  результирующее сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ.

ЕX=1,08 до 100мВт

ЕX=1,13 100мВт и выше

Расчет ударного тока, iУД

,                 

где КУД  ударный коэффициент. [1, табл.3.6, с.110]     

Расчет апериодической составляющей тока КЗ в момент времени

,       

где , момент разведения контактов выключателя, Та -постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.

Расчет периодической составляющей тока КЗ в момент  времени

Так как система является источником бесконечной мощности, то

Для остальных генерирующих ветвей нужно сначала определить источником какой мощности они являются. Для этого определим номинальный ток:

        

Определим соотношение  

Значит, генератор G1 является источником конечной мощности. По кривой соответствующей каждому значению для   определим коэффициент :

         

  Для генераторов G3,G4:

Значит это источник ограниченной мощности.  =0,83

Таблица 7.1-Суммарные токи короткого замыкания для точки К-1

15,22

39,69

10,14

13,59

7.6 Преобразование схемы для  точки К-2

        Рисунок 7.5- Преобразования схемы относительно точки К-2

Ветви генераторов G3 и G4 симметричны относительно точки К2, поэтому сопротивление реактора X16 находится между узлами равных потенциалов, следовательно, ток кз через реактор протекать не будет.

 

Для дальнейших преобразований воспользуемся методом коэффициентов участия:

Рисунок 7.6- Преобразования схемы относительно точки К-2

Для перехода к лучевой  схеме воспользуемся методом коэффициентов участия:

       

Рисунок 7.7- Лучевая схема для точки К-2

Токи КЗ для остальных точек находятся аналогичным способом как и для точки К-1.

Таблица 8.2-Суммарные токи короткого замыкания для точки К-2

14,68

38,82

10,5

13,62

7.7 Преобразование схемы для  точки К-3

Рисунок 7.8- Преобразования схемы относительно точки К-3

X44=X14+X19 =0,906+0,906=1,812

X45

Рисунок 7.9- Преобразования схемы относительно точки К-3

Преобразуем треугольник в звезду.

Воспользуемся методом коэффициентов участия:

Рисунок 7.10- Преобразования схемы относительно точки К-3

X51=X50+X21=0,83+3,25=4,08

Воспользуемся методом коэффициентов участия:

Рисунок 7.11- Лучевая схема для точки К-3

Таблица 7.3-Суммарные токи короткого замыкания для точки К-3

58,33

156,06

44,56

52,74

7.8 Преобразование схемы для  точки К-4

Не учитываем сопротивления Х141619151617.

Для расчета точки К-4 воспользуемся преобразованиями для точки К-1

Рисунок 7.12- Преобразования схемы относительно точки К-4

Воспользуемся методом коэффициентов участия:

      

Рисунок 7.13 Лучевая схема для точки К-4

 

Таблица 7.4-Суммарные токи короткого замыкания для точки К-4.

73,92

200,22

63,48

64,92

7.9 Преобразование схемы для  точки К-5

При КЗ в точке К-5 двигатели подключенные к ней переходят в режим генератора и начинают подпитывать точку КЗ.

Рисунок 7.14- Преобразования схемы относительно точки К-5

X54=X8+X10=0,78+10,94=11,72

   Воспользуемся методом коэффициентов участия:

       

        

Рисунок 7.15- Преобразования схемы относительно точки К-5

Рисунок 7.16- Лучевая схема для точки К-5

7.10 Расчет токов короткого замыкания  для  точки К-5

Расчет начального действующего значения периодической составляющей тока КЗ, IП0 (t=0)

Определим базисный ток IБ:

,      

Рассчитаем IП0:

Расчет ударного тока, iУД

Расчет апериодической составляющей тока КЗ в момент времени

Расчет периодической составляющей тока КЗ в момент  времени

, так как система является источником бесконечной мощности, то

Расчет токов короткого замыкания  для  точки К-5 со стороны двигателя:

Расчет начального действующего значения периодической составляющей тока КЗ, IП0 (t=0)

Расчет ударного тока, iУД

Расчет апериодической составляющей тока КЗ в момент времени

Расчет периодической составляющей тока КЗ в момент  времени

Таблица 7.5-Суммарные токи короткого замыкания для точки К-5

16,13

38,8

3,111

10,1

Таблица 7.6- Расчетные токи короткого замыкания

Наименова-ние точки

Наиме- нование ветви

Значение токов КЗ

К-1

Шина

РУВН

110кВ

C

5,21

11,85

0,05

5,21

G1,G2

7,68

21,4

7,99

6,45

G3G4

2,33

6,44

2,1

1,934

15,22

39,69

10,14

13,59

К-2

Шина

РУСН

35кВ

C

3,8

8,64

0,036

3,8

G1,G2

4,66

12,98

4,85

4,66

G3G4

6,22

17,2

5,61

5,16

14,68

38,82

10,5

13,62

К-3

Шина

ГРУ

10кВ

C

11,22

25,51

0,11

11,22

G1 G2

14,28

39,78

14,86

14,28

G3

18,27

50,51

16,47

15,16

G4G5

14,56

40,26

13,12

12,08

58,33

156,06

44,56

52,74

К-4

На выводах генератора G1

C

10,37

23,58

0,099

10,37

G1

35,29

98,32

36,72

29,64

G2

8,56

19,7

8,9

8,56

G3G4

19,7

54,47

17,76

16,35

73,92

200,22

63,48

64,92

К-5

Система собственных

нужд G1

C,G1234

8,2

20,3

2,19

8,2

М

7,93

18,5

0,921

1,9

16,13

38,8

3,111

10,1


8. Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели  и разъединители выбираются в зависимости от исполнения распределительного устройства. Распределительное устройство 10кВ выполняется закрытым, а распределительные устройства 35 и 110кВ открытыми.

Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах.

В учебном проектировании выключатели выбирается по цепи самого мощного присоединения. Мощность ЛЭП принимается равной пропускной способности линии. Мощность в цепях обмоток трансформаторов равна перетокам мощности через трансформатор.

8.1 Выбор выключателей на ОРУ-110кВ

Выбор выключателей производится по цепи самого мощного присоединения. На ОРУ-110кВ самым мощным присоединением является блок генератор-трансформатор.

  1.  UН,ВЫКЛUУСТ ;
  2.  IН,ВЫКЛIНОМ.ЦЕПИ ;
  3.  IН,ВЫКЛIMAX.ЦЕПИ.

IНОМ.ЦЕПИ =,            

где SНОМ мощность проходящая через присоединение генератор-трансформатор.

IНОМ.ЦЕПИ =,

IMAX.ЦЕПИ = 2 IНОМ.ЦЕПИ =1,976 кА

Выбираем вакуумный  Выключател Элегазовый Баковый типа ВЭБ-110 II 40 2000 УXЛ1

Выключатель имеет пружинный привод и встроенные трансформаторы тока.

  1.  110кВ=110кВ;
  2.  2000А>1976А;
  3.  2000А>1976А.

Выбранный выключатель необходимо проверить по условиям:

  1.  На отключающую способность

40кА>13,59кА

- номинальный ток отключения выключателя;

- действующее значение периодической составляющей тока КЗ.

2) На способность отключения апериодической составляющей тока КЗ

-апериодическая составляющая тока КЗ в момент  расхождения контактов ;

-номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени

,              (63)

где - нормированное процентное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе.

=40%- паспортные данные

22,63кА>10,14кА

3 )На электродинамическую устойчивость

 

 -наибольший пик (ток электродинамической стойкости);

- ударный ток;

=102кА - паспортные данные

102кА>39,69кА

4)На термическую устойчивость

ВК.РАСЧВК.ДОП

ВК - тепловой импульс

,           

где - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент t=0 от эквивалентного источника, кА; - эквивалентная постоянная  времени затухания, с; tОТКЛ - расчетная продолжительность КЗ, с.

tОТКЛ =tС.З+tО.В,          

где tС.З   время срабатывания защиты, с; tО.В  время отключения выключателя, с.

tОТКЛ =0,01+0,055=0,065с

,             

где IТ - ток термической стойкости, кА; tТ - время протекания тока термической стойкости, с.

4800 кА2с>90,57 кА2с

Условия выполняются.

8.2 Выбор выключателей на ОРУ-35кВ

Самое мощное присоединение на ОРУ-35кВ это цепь трансформатора связи.

       1) UН,ВЫКЛUУСТ ;

  1.  IН,ВЫКЛIНОМ.ЦЕПИ ;
  2.  IН,ВЫКЛIMAX.ЦЕПИ.

IНОМ.ЦЕПИ =,       

где SНОМ   мощность, проходящая через трансформатор связи.

В случае отключения одного из трансформаторов связи:

IMAX.ЦЕПИ =2 IНОМ.ЦЕПИ

IMAX.ЦЕПИ =20,33=0,66кА

Выбираем Элегазовый баковый выключатель 38PM31-12 с одной дугогасительной камерой на фазу, находящейся в стальном баке. Соответствует стандартам ANSI C37 с встроенными трансформаторами тока. Производитель: ABB.

  1.  38кВ>35кВ
  2.  1200А>330А
  3.  1200А>660А

Выбранный выключатель необходимо проверить по условиям:

  1.  На отключающую способность

31,5кА>13,62кА

2) На способность отключения апериодической составляющей тока КЗ

17,82кА>10,5кА

3 )На электродинамическую устойчивость

 

82кА>38,82кА

4)На термическую устойчивость

ВК.РАСЧВК.ДОП

2976,7 кА2с> 60,77 кА2с

8.3 Выбор выключателей на ГРУ, цепь ввода генератора 63МВт

Наибольший ток нормального режима принимается при загрузке генератора до номинальной мощности PНОМ, при номинальном напряжении и cos

IНОМ.ЦЕПИ =,      

где PНОМ  номинальная активная мощность генератора.

IНОМ.ЦЕПИ =

Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима определяется при условии работы генератора при снижении напряжения на 5%

IMAX.ЦЕПИ =      

IMAX.ЦЕПИ =

Выбираем выключатель МГГ-10-5000/63 УЗ

Маломасляный генераторный горшковый выключатель. Имеет два стальных бочка на полюс и по две пары рабочих и дугогасительных контактов. Мощные рабочие контакты позволяют увеличить номинальный ток этих выключателей ,а двукратный разрыв тока и специальные камеры гашения приводят к увеличению отключающей способности.

  1.  10кВ=10кВ;
  2.  5000А>4330А;
  3.  5000А>4558А.

Выбранный выключатель необходимо проверить по условиям:

  1.  На отключающую способность

63кА>52,74кА

2) На способность отключения апериодической составляющей тока КЗ

35,6кА>29,59кА

3 )На электродинамическую устойчивость

 

170кА>156,6кА

4)На термическую устойчивость

ВК.РАСЧВК.ДОП

16384 кА2с> 14766,38 кА2с

Значения токов короткого замыкания, при выборе выключателей на ГРУ цепь ввода генератора 63 МВт, выбираем не по суммарному значению тока КЗ, а по току, который течет в цепи генератора.

8.4 Выбор выключателей на отходящие линии с ГРУ

1) UН,ВЫКЛ10кВ

2) IНОМI

,         

где PМ - максимальное потребление с шин низкого напряжения.

Номинальный  ток одной линии:

        

IMAX =Iном                               

Выбираем выключатель ВВЭ-М-10-40/630 У3. Предназначен для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в промышленных и сетевых установках, в сетях трехфазного переменного тока с изолированной или заземленной через дугогасительный реактор нейтралью частоты 50 и 60 Гц, на номинальное напряжение до 12 кВ. Имеет электромагнитный привод.

В-выключатель

В-вакуумный

Э-электромагнитный привод

М-Модернизированный.

  1.  10кВ=10кВ;
  2.  630А>168А;
  3.  630А>168А.

Выбранный выключатель необходимо проверить по условиям:

  1.  На отключающую способность

40кА<52,74кА

Так как выключатель не проходит по отключающей способности, необходимо выбрать групповой реактор на отходящие линии.

Условия выбора реактора:

  1.  UН.РUУСТ
  2.  IН.РIMAX.ВЕТВИ
  3.  XН.РXР.ТРЕБ

Намечаем к установке реактор РБС-10-2Х630-0,4 УЗ

Распределив равномерно шесть кабельных линий между двумя ветвями реактора, проверим загрузку каждой ветви:

 

Определим результирующее сопротивление цепи КЗ до места установки реактора (К-3):

        

Определим требуемое сопротивление цепи КЗ для снижения тока КЗ до требуемой величины IП0,ТРЕБ :

,       

где - наименьшее значение требуемого тока КЗ за реактором.

Исходя из отключающей способности выключателя:

,      

где , -паспортные данные выключателя, Ta=0,1 для ветви защищенной реактором 630А

Исходя из термической стойкости кабелей

,  

Выбираем наименьшее =34,47

Определим сопротивление реактора:

     

Выбираем реактор РБС-10-2630-0,4 УЗ

  1.  10кВ=10кВ
  2.  630A>544,8А
  3.  0,4м>0,072м

Рассчитываем токи КЗ за реактором (К-6) :

     

       

       

Выбранный реактор проверяем по условиям:

1) )На электродинамическую устойчивость

 

32кА~32,39кА, Допускаем, что ударный ток удовлетворяет нашим условиям.

2) На термическую устойчивость

ВК.РАСЧВК.ДОП

34,72кА2с< 96,217 кА2с

3) На остаточное напряжение

      

79,4%>65%

5)Проверим потери напряжения в нормальном режиме

Выключатель ВВЭ-М-10-40/630 У3 и реактор РБС-10-2Х630-0,4 УЗ подходят.

8.5 Выбор выключателей в системе собственных нужд

IНОМ.ЦЕПИ =         

IНОМ.ЦЕПИ =А

IMAX.ЦЕПИ =733,14 А

Выбираем выключатель ВВЭ-М-10-20/1000 У3. Предназначен для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в промышленных и сетевых установках, в сетях трехфазного переменного тока с изолированной или заземленной через дугогасительный реактор нейтралью частоты 50 и 60 Гц, на номинальное напряжение до 12 кВ. Имеет электромагнитный привод.

1) 10кВ>6кВ;

2) 1000А>733,14А;

3) 1000А>733,14А.

Выключатель предназначен для работы в шкафах КРУ и шкафах КСО.

Выбранный выключатель необходимо проверить по условиям:

  1.  На отключающую способность

20кА>10,1кА

2) На способность отключения апериодической составляющей тока КЗ

14,14кА>3,111кА

3 )На электродинамическую устойчивость

 

51кА>38,8кА

4)На термическую устойчивость

ВК.РАСЧВК.ДОП

1200 кА2с< 15,61 кА2с

8.6 Выбор разъединителей

Разъединители выбираются по условиям:

  1.  UН.РАЗUУСТ
  2.  IН.РАЗIН.ЦЕПИ
  3.  IН.РАЗIMAX.ЦЕПИ

8.7 Выбор разъединителей на ОРУ-110кВ

Выбираем разъединитель РГД-110 УХЛ1 производства ОАО Уфимский завод Электроаппарат. Разъединитель РГД-110 предназначен для включения и отключения обесточенных участков электрических цепей переменного тока с созданием видимого разрыва, а также заземления отключенных участков при помощи стационарных заземлителей. Разъединитель допускает включение и отключение токов холостого хода трансформаторов, зарядных токов воздушных линий. Климатическое исполнение и категория размещения УХЛ1 по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543.1-89.  Р-разъединитель; Г-горизонтально-поворотный тип; Д-двухколонковый;

  1.  110кВ=110кВ
  2.  1000А>923А
  3.  1000А>923А

Выбранный разъединитель проверяем по условиям:

  1.  На электродинамическую устойчивость

iПР.СКВiУД

80кА>39,69кА

2) На термическую устойчивость

ВК.РАСЧВК.ДОП

1853,19 кА2с> 4800кА2с

9.8 Выбор разъединителей на ОРУ-35кВ

1) 35кВ=35кВ

  1.  1000А>330А
  2.  1000А>660А

Выбираем разъединитель РГТ-35 УХЛ1 производства ОАО Уфимский завод Электроаппарат. Разъединитель допускает включение и отключение токов холостого хода трансформаторов, зарядных токов воздушных линий. Разъединитель изготавливается с тремя опорными изоляторами, с горизонтальным ножевым разъемом и, по необходимости, с одним или двумя заземляющими ножами. Климатическое исполнение и категория размещения УХЛ1 по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543.1-89. Р-разъединитель; Г-горизонтально-поворотный тип;

Выбранный разъединитель проверяем по условиям:

  1.  На электродинамическую устойчивость

iПР.СКВiУД

80кА>38,82кА

   2) На термическую устойчивость

ВК.РАСЧВК.ДОП

344,8 кА2с> 1200кА2с

8.9 Выбор разъединителей на ГРУ-10кВ

1) 20кВ>10кВ

2) 6300А>4330А

3) 6300А>4558А

Выбираем разъединитель РРЧ-20/6300 МУ3. Разъединитель высокого напряжения внутренней установки РРЧ-20/6300МУ3 предназначен для включения и отключения обесточенных участков электрической цепи, находящихся под напряжением. Р- разъединитель; Р - рубящий; Ч - для частых коммутаций; З - индекс, обозначающий наличие заземлителей; У3 - климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543.1-89.

Выбранный разъединитель проверяем по условиям:

  1.  На электродинамическую устойчивость

iПР.СКВiУД

200кА>156,06кА

2) На термическую устойчивость

ВК.РАСЧВК.ДОП

17011,9 кА2с< 19200 кА2с

Выбор разъединителей на отходящие линии с шин ГРУ не производим, так как они встроены в КРУ К-104.


9 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Трансформаторы тока выбираются по условиям:

  1.  UН.ТАUУСТ;
  2.  I1Н.ТАIНОМ.ЦЕПИ;
  3.  I1МАХ.ТАIМАХ.ЦЕПИ

9.1 Проверка трансформаторов тока на ОРУ-110кВ

1) 110кВ=110кВ;

2) 1000А>923А.

3) 1000А>923А.

Трансформатор тока ТВТ-110-1-1000/5 встроенный, для трансформаторов и автотрансформаторов. Т-трансформатор тока; В-встроенный; Т-для силовых трансформаторов и автотрансформаторов;

Выбранный трансформатор тока проверяем:

  1.  На электродинамическую устойчивость

50кА>39,69кА

  1.  На термическую устойчивость

ВК.РАСЧВК.ДОП

1108,13 кА2с<1200 кА2с

3) На вторичную нагрузку

Z2НОМZ2РАСЧ

Так как индуктивное сопротивление приборов очень  мало , то будем считать что Z2r2

Тогда r2НОМr2РАСЧ

r2НОМ  - допустимая вторичная нагрузка; r2РАСЧ  расчетное сопротивление приборов и проводов во вторичной обмотке.

r2РАСЧ = r2ПРИБ + r2КОНТАКТ + r2ПРОВОД ,         

где r2ПРИБ сопротивление приборов, подключенных ко вторичной обмотке; r2КОНТАКТ  сопротивление контактов во вторичной обмотке; r2ПРОВОД сопротивление проводов.

Таблица 9.1-Вторичная нагрузка трансформатора тока

Наименование

Тип прибора

Потребляемая

мощность, ВА

Класс

точности

Амперметр

Э-390

0,5

1,5

,         

где -суммарная мощность, потребляемая приборами; I2Н,ТА- номинальный ток, протекающий во вторичной обмотке трансформатора тока.

I2Н,ТА=5А

r2КОНТАКТ =0,05 Ом, так как число приборов меньше трех

r2ПРОВОД = r2НОМ - r2ПРИБ - r2КОНТАКТ

,          

где Sноминальная вторичная нагрузка, ВА.

r2ПРОВОД =1,2-0,02-0,05=1,13 Ом

Определим сечение провода:

,             

где  lРАСЧ- расчетная длина провода. Для РУ-110кВ lРАСЧ = 75-100м. Принимаем lРАСЧ =100м.

- удельное сопротивление провода. Для проводов с медными жилами

Округляем до SПРОВОД=2,5мм2. По условию прочности сечение не должно быть меньше 2,5 мм2 для медных жил (ПУЭ, п.3.4.4).

Выбрав SПРОВОД уточним rПРОВОД:

            

Тогда r2РАСЧ =0,02+0,05+0,7=0,77 Ом.

1,2 Ом>0,77Ом

9.2 Выбор трансформаторов тока на ОРУ-35кВ

Самое мощное присоединение на ОРУ-35кВ это цепь трансформатора связи.

1) 35кВ=35кВ;

2) 1200А>330А;

3) 1200А>660А.

Трансформатор тока ТВТ 35-IV-1200/5 встроенный, для трансформаторов и автотрансформаторов.  Т-трансформатор тока; В-встроенный; Т-для силовых трансформаторов и автотрансформаторов; номер конструктивного варианта исполнения (I, II, III);

Трансформатор тока проверяем:

  1.  На электродинамическую устойчивость

125кА>38,82кА

  1.  На термическую устойчивость

ВК.РАСЧВК.ДОП

922,35 кА2с < 10000 кА2с

3) На вторичную нагрузку

Z2НОМZ2РАСЧ

Так как индуктивное сопротивление приборов очень  мало, то будем считать что Z2r2

Тогда r2НОМr2РАСЧ

Таблица 9.2-Вторичная нагрузка трансформатора тока

Наименование

Тип прибора

Потребляемая мощность,ВА

Класс точности

Амперметр

Э-378

0,1

Ваттметр

Д-305

0,5

1,5

Варметр

Д-305

0,5

1,5

I2Н,ТА=5А

r2КОНТАКТ =0,05 Ом, так как число приборов равно трем

r2ПРОВОД = r2НОМ - r2ПРИБ - r2КОНТАКТ

r2ПРОВОД =1,2-0,05-0,044=1,106 Ом

Определим сечение провода:

 

Длина  для РУ-35кВ lРАСЧ = 60-75м. Принимаем lРАСЧ =75м

Округляем до SПРОВОД=2,5мм2. По условию прочности сечение не должно быть меньше 2,5 мм2 для медных жил (ПУЭ, п.3.4.4).

Выбрав SПРОВОД уточним rПРОВОД:

           

Тогда r2РАСЧ =0,044+0,05+0,525=0,619 Ом.

1,2 Ом>0,619Ом

Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения  выбираются по условиям:

  1.  U1Н.ТVUНОМ;
  2.  S2НОМ.TV S2РАСЧ

9.3 Выбор трансформаторов напряжения на ОРУ-110кВ

Для определения S2РАСЧ составляем таблицу.

Таблица 9.3-Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Наимено-вание цепи

Наимено-вание прибора

Тип прибора

Потреб. мощность,ВА

Кол-во катушек

Кол-во приборов

S2РАСЧ

Кл.

точн

Сборные шины высшего напряжения

Вольтметр

Э-390

2

1

1

2

1,5

Регистрирующие приборы

Частотомер

Вольтметр

Суммирующий ваттметр

Осциллограф

Н-397

Н-344

Н-348

10

10

10

1

1

2

1

1

1

2

10

10

20

2,5

1,5

Приборы синхронизации

Частотомер

Вольтметр

Синхроноскоп

Э-373

Э-378

Э-327

1

2

-

1

1

1

2

2

1

2

4

-

1,5

Обходной выключатель

Ваттметр

Варметр

Фикс.прибор

Счетчик P

Счетчик Q

Д-390

Д-390

ФИП

ЦЭ 6804

ЦЭ 6811

5

5

3

2,5

1

2

2

1

2

2

1

1

1

1

1

10

10

3

5

2

1,5

Линия 110кВ

Ваттметр

Варметр

Фикс.прибор

Счетчик P

Cчетчик Q

Д-305

Д-305

ФИП

ЦЭ6804

ЦЭ 6811

2

2

3

2,5

1

2

2

1

2

2

7

7

8

2

2

28

28

21

10

4

1,5

S2РАСЧ = 169 ВА. Подходит трансформатор  CPA 123 S2НОМ.TV = 200 ВА, класс точности 0,5.

Устанавливаем по одному на каждую систему шин.

9.4 Выбор трансформаторов напряжения на ОРУ-35кВ

Для определения S2РАСЧ составляем таблицу.

Таблица 9.4-Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Наименование цепи

Наимено-вание прибора

Тип прибора

Потреб. мощность, ВА

Кол-во катушек

Кол-во приборов

S2РАСЧ

Кл.

Точн.

Сборные шины

Вольтметр

Регистрир. вольтметр

Э-378

Н-344

2

10

1

1

1

1

2

10

Трансформатор связи (СН)

Ваттметр

Варметр

Д-305

Д-305

2

2

2

2

1

1

4

4

Линия 35кВ

Счетчик P

Счетчик Q

ЦЭ 6804

ЦЭ 6811

2,5

1

2

2

2

2

10

4

S2РАСЧ = 38 ВА. Подходит трансформатор  3НОЛ-35-10 У3

S2НОМ.TV = 75ВА, класс точности 0,5.

З-заземляемый; Н- напряжения; О- однофазный; Л- с литой изоляцией; 

Устанавливаем по одному на каждую секцию.

9.5 Выбор трансформаторов напряжения на ГРУ-10кВ

Для определения S2РАСЧ составляем таблицу.

Таблица 9.5-Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Наименование цепи

Наимено-вание прибора

Тип прибора

Потреб.мощность,ВА

Кол-во катушек

Кол-во приборов

S2РАСЧ

Линия 10кВ

Счетчик P

Счетчик Q

ЦЭ 6804

ЦЭ 6811

2,5

1

2

2

12

12

60

24

Секции шин генератор. напряжения

Регистрирующие приборы

Частотомер

Вольтметр

Н-397

Н-344

10

10

1

1

1

1

10

10

Приборы синхронизации

Синхроноскоп

Частотомер

Вольтметр

Э-327

Э-373

Э-378

-

1

2

1

1

1

1

2

2

-

2

4

Вольтметр для измерения

междуфаз. U

Вольтметр для измерения 3-х фаз. U

Э-390

Э-390

2

2

2

2

1

1

4

4

Трансформатор связи (НН)

Ваттметр

Варметр

Д-390

Д-305

5

2

2

2

1

1

10

4

S2РАСЧ = 132 ВА. Подходит трансформатор  3НОЛ-06-10 У3

S2НОМ.TV = 150ВА, класс точности 1

З-заземляемый; Н- напряжения; О- однофазный; Л- с литой изоляцией; 

Устанавливаем по одному на каждую секцию.

10. Выбор токоведущих частей

Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций (генераторы, трансформаторы, синхронные компенсаторы) и аппараты в этих цепях  (выключатели, разъединители и др.) соединяются между собой проводами разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки.

10.1 Выбор сборных шин и ошиновки на ОРУ-110кВ

В РУ-110кВ применяются гибкие шины, выполненные проводами АС.

Сечение гибких шин и токопроводов выбирается по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, то есть по току наиболее мощного присоединения (в данном случае по блочному трансформатору ТДЦ-200000/110).

IНОРМ.ЦЕПИ=IMAX.ЦЕПИ=923 А

Выбираем для ОРУ-110кВ сталеалюминевые провода марки АС-400/22.Принимаем два провода.

q=2*400=800мм2;

 d=2*26,6=53,2 мм2;

IДОП=2*830=1660А; (для открыт. помещения) [4табл 1.3.29]

Радиус провода  r0=2,66см;

Расстояние между фазами D=250см. Фазы расположены горизонтально. [1  417стр]

Проверка провода  производится по следующим условиям:

  1.  По допустимому току

IMAXIДОП

923А<1660А

  1.  Проверка на термическую стойкость тока КЗ не производится, так как шины выполнены на открытом воздухе голыми проводами

3) На электродинамическую стойкость не проверяем, так как IП0=15,22кА < 20кА.

4) Проверка по условиям кронирования

Определяем начальную критическую напряженность:

,          

где m- коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, m=0,82 [1, стр.191]; r0-радиус провода, см.

Определяем напряженность вокруг провода:

,           

где U=1,1*UНОМ- линейное напряжение, кВ;

- коэффициент, учитывающий число проводов n в фазе;

rЭ  эквивалентный радиус расщепленных проводов, , а=20см[1,стр.192 табл.4.5].

При горизонтальном расположении фаз

DCР=1,26D         

Условие проверки:

1,07Е0,9Е0

1,074,6530,929,4

4,98 кВ/см < 26,45 кВ/см.

10.2 Выбор сборных шин и ошиновки на ОРУ-35кВ

В РУ-35 кВ применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения трансформатора связи.

IНОРМ.ЦЕПИ=IMAX.ЦЕПИ=660 А

Выбираем для ОРУ-35кВ сталеалюминевые провода марки АС-300/48.

q=95мм2;

 d=24,1мм2;

IДОП=690А; (вне помещения) [4 табл 1.3.29]

Проверка провода  производится по следующим условиям:

  1.  По допустимому току

IMAXIДОП

660А<690А

  1.  Проверка на термическую стойкость не производится, так как шины выполнены на открытом воздухе.

3) На электродинамическую стойкость не проверяем, так как IП0=14,68кА < 20кА.

10.3 Выбор комплектного токопровода в цепи генератора на ГРУ

Выбираем комплектный пофазно- экранированный токопровод ТЭНЕ-10-6300 250 УХЛ1. Токопровод с компенсированным внешним электромагнитным полем предназначен для электрических соединений на электрических станциях, в цепях трехфазного тока частотой 50 Гц турбогенераторов мощностью до 1200МВт с силовыми повышающими трансформаторами СН, преобразовательными трансформаторами и трансформаторами тиристого возбуждения генераторов. Производство ОАО ЭлектрощитТ-токопровод; Э-экранированный; Н-непрерывный; Е-с естественным охлаждением.

UН=10кВ;

IН=6,3кА;

IЭЛ.ДИН=250кА;

IТ=100кА при tТ=3с.

Проверяем токопровод по условиям:

1) IНОМIMAX

6,3кА>2,02 кА

2) IЭЛ.ДИН >iУД

250кА>156,06кА

3)Uн.уст Uном    

10кв=10кв

10.4 Выбор комплектного токопровода в цепи блочного генератора 160 МВт

Выбираем комплектный пофазно - экранированный токопровод ТЭНЕ-20-10000 300 УХЛ1 производства ОАО Электрощит.

UН=20кВ;

IН=10кА;

IЭЛ.ДИН=300кА;

IТ=120кА при tТ=3с

Проверяем токопровод по условиям:

1) IНОМIMAX

10кА>7,26кА

2) IЭЛ.ДИН >iУД

300кА>200,22 кА

Между турбинным отделением и ГРУ и соединением от ГРУ до выводов трансформатора связи выбираем токопровод  ТЭНЕ-20-10000 300 УХЛ1 производства ОАО Электрощит.

10.5 Выбор сборных шин на ГРУ

В закрытых РУ 6-10кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами.

Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются (ПУЭ, п.1.3.28), поэтому выбор сечения шин производим по допустимому току.

IMAXIДОП

Наибольший ток в цепи сборных шин:

Принимаем шины коробчатого сечения 2 (150677)мм2 и сечением 21785мм2, IДОП.НОМ=5650А.

Принимаем среднемесячную температуру  наиболее жаркого месяца равной 300С. Поправочный коэффициент на температуру воздуха (300С) равен 0,94, тогда

IДОП =0,945650=5311А, что больше IMAX.

Предполагаем, что сборные шины будут расположены  в вершинах прямоугольного треугольника. Расстояние между фазами aX=aY=0,8м, l=2м. [1,стр.176].

Проверяем шины по условиям:

  1.  На термическую стойкость

qMINq

qMIN  минимальное сечение по термической стойкости;

q- выбранное сечение.

,        

где tОТКЛ=4с для цепей генераторов мощностью 60МВт и более

,

где С1=91 для шин из алюминия АД/Н [1,стр.141,табл.3.16]

<21317,1 мм2

Шины термически стойки так как qMIN<q=3570 мм2

  1.  На механическую прочность

Расчет производим без учета колебательного процесса, так как шины коробчатого профиля обладают большим моментом инерции. Принимаем, что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления Wy0-y0=167 см3. При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетную формулу принимаем по таблице 4.3 [1,стр.185].

Напряжение в материале шин от взаимодействия между фазами:

      

iУД=156,06 кА

 [1,стр.181,табл.4.2]

при жестком соединении элементов шин коробчатого профиля.

Шины механически прочны.


11   Выбор ограничителей перенапряжения

11.1  Выбор ограничителей перенапряжения на 110кВ.

Согласно напряжению установки 110 кВ выбираю ограничитель напряжения типа ОПН-110 УХЛ1, который удовлетворяет условию:

11.2 Выбор ограничителей перенапряжения на 35кВ.

Согласно напряжению установки 35 кВ выбираю ограничитель напряжения типа ОПН-35 УХЛ1, который удовлетворяет условию:

11.3 Выбор ограничителей перенапряжения на 10кВ.

Согласно напряжению установки 10 кВ выбираю ограничитель напряжения типа ОПН-10 ХЛ1, который удовлетворяет условию:


12 Выбор конструкции распределительных устройств

Согласно ПУЭ при напряжении 10кВ на станции сооружаются закрытые распределительные устройства (ЗРУ), при напряжении 35кВ и выше сооружаются открытые распределительный устройства (ОРУ) при условии, что станция не находится в химически активной зоне или в районе Крайнего Севера.

12.1 Требования к конструкциям ОРУ

Открытые РУ должны обеспечить надёжность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения. Максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.

Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях. По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах.

Под силовыми трансформаторами и баковыми выключателями 110кВ укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см и предусматривается сток масла в аварийных случаях в систему отвода ливневых вод. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках, подвешенных к конструкциям ОРУ.

Открытое РУ должно быть ограждено.

11.2 Конструкция ОРУ -110кВ

ОРУ -110кВ с двумя секционированными системами шин и одной обходной системами шин выполнено с использованием железобетонных конструкций. Две секции рабочей шины примыкают друг к другу, а  обходная система шин отнесена за линейные порталы. Выводы к трансформаторам пересекают обе секции рабочей системы шин. Выключатели устанавливаются в один ряд. Перед выключателями имеется автодорога для проезда ремонтных механизмов, провоза оборудован0ия. Соединение между выключателями трансформаторами тока над проездом выполнено жёсткой ошиновкой. Во всех цепях установлены однополюсные двухколонковые разъединители. Под внутренней секцией рабочей системы шин асимметричное (килевое) расположение разъединителей

12.3 Конструкция открытого РУ-35кВ

В данном ОРУ все оборудование смонтировано на заводе доставлено на станцию для монтажа. Разъединители в блоках расположены на небольшой высоте. Для безопасности при обслуживании блок имеет сетчатое заграждение. Блок Б-1 это металлическая конструкция, на которой смонтированы выключатель 38PM31-12, шинный и линейный разъединитель РГТ-35-1000УЗ. Привод выключателя установлен в шкафу, закрепленном на той же металлической конструкции. Выключатель и разъединитель сблокированы между собой для предотвращения неправильных операций. Аппараты релейной защиты, автоматики, измерения и сигнализации размещаются в релейном шкафу, рядом со шкафом привода. Блок Б-2 так же состоит из металлической конструкции, на которой смонтированы трансформаторы напряжения (ЗНОЛ-35-10УЗ), предохранители, вентильные разрядники и разъединители с двумя заземляющими ножами. На конструкции крепится релейный шкаф.

Шаг ячейки- 2,5 метра.

12.4 Требования к конструкциям ЗРУ

Закрытое РУ должно обеспечивать надёжность работы электроустановки.  Обслуживание ЗРУ должно быть удобным и безопасным. Размещение оборудования в РУ должно обеспечивать хорошую обозреваемость, удобство

ремонтных работ, полную безопасность при ремонтах и осмотрах. Для безопасности соблюдаются минимальные расстояния от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ.  Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены.  Из помещений ЗРУ предусматриваются выходы наружу или в помещения с несгораемыми стенами и перекрытиями.  ЗРУ должно обеспечивать пожарную безопасность.

РУ должно быть экономичным.  

12.5 Конструкция РУ-10кВ

Основой ячеек является стальной каркас, на который опираются плиты междуэтажного перекрытия  на высоте 4,8 м. Всё оборудование расположено в два ряда. Рабочая система шин размещается в центральном отсеке, резервная в боковых отсеках, по длине здание разделено поперечными стенами, отделяющими одну секцию от другой. Перегородки ячеек первого этажа выполнены из железобетонных плит, а второго этажа из асбоцементных плит, укреплённых на металлическом каркасе. Блоки сборных шин и шинных разъединителей опираются на металлический каркас ячеек первого этажа, где расположены ячейки КРУ. Фундаментом для ячеек служит железобетонные конструкции туннелей для силовых и контрольных кабелей. Подвод охлаждающего воздуха для сборных шин осуществляется из центрального коридора первого этажа. Нагретый воздух сбрасывается через проёмы жалюзи на втором этаже. Шкаф КРУ состоит из жёсткого металлического корпуса, внутри которого размещена вся аппаратура. Для безопасного обслуживания и локализации аварий корпус разделён на отсеки металлическими перегородками и автоматически закрывающимися металлическими шторками. Выключатель с приводом  установлен на выкатной тележке. В верхней и нижней частях тележки расположены подвижные разъединяющие контакты, которые при вкатывании тележки в шкаф замыкаются с шинными и линейными неподвижными контактами. При выкатывании тележки с предварительно отключённым  выключателем разъёмные контакты отключаются, и выключатель при этом будет отсоединён от сборных шин и кабельных вводов.

Отсек сборных шин устанавливается на корпусе шкафа. Верх отсека имеет поворотную крышку для монтажа сборных шин сверху. Сборные шины связаны с разъединяющим контактом шинами через проходные изоляторы.

Приборный шкаф КРУ представляет собой металлическую конструкцию, на фасадной дверце которой размещаются приборы измерения, счётчики, ключи управления и аппаратура сигнализации. На задней стенке установлен короб для шинок вторичных соединений. Блок для релейной аппаратуры поворотного типа установлен внутри шкафа. Цепи вторичных соединений тележки и релейного шкафа соединяются гибким шлангом с многоконтактным штепсельным разъёмом.


Заключение

Произведен  расчет ТЭЦ 440 МВт по наиболее экономичному варианту схемы. Выбрано основное оборудование и рассчитано количество линий, выбрана схема РУ. Генераторы выбраны современные с тройным водяным охлаждением. Произведен расчет токов трехфазного короткого замыкания для пяти точек, по результатам которого были выбраны выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения, а также  токоведущие части.

Кроме того, был произведен выбор ОПН, изоляторов, схемы питания собственных нужд ТЭЦ  и выбор трансформаторов собственных нужд.

Выбор современного оборудования позволяет повысить суммарный КПД и надёжность работы электростанции,, а так же улучшить  экологические показатели процесса производства электроэнергии.

В графической части приведены схема электрическая принципиальная ТЭЦ 440 МВт, разрез ячейки РУ-110кВ.

Список литературы

1. Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред.проф.образования /Л.Д.Рожкова, Л.К.Корнеев, Т.В.Чиркова.-М.: Издательский центр Академия, 2004. 448с.

2. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине Электроэнергетика/Уфимск.авиац.техн.ун-т.;Сост. Т.Ю.Волкова, Г.М.Юлукова.

3. Электрооборудование станций и подстанций (справочные материалы)/ Под ред. Б.Н.Неклепаева Москва:Энергия, 1978.

4. Правила устройства электроустановок ПУЭ (утв. Минэнерго СССР) (6-ое издание) http://base.garant.ru/3923095/

5.Методические указания по курсовому и дипломному проектированию по дисциплине Электроэнергетика / Уфимск.авиац.техн.ун-т.; Сост.  Т.Ю.Волкова, Г.М.Юлукова.

6.Нормы технологического  проектирования тепловых станций ВНТП, 1988.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

15457. Діяльність князів Романа і Данила. Розквіт Галицько-Волинського князівства 31.5 KB
  Діяльність князів Романа і Данила. Розквіт ГалицькоВолинського князівства. Обєднання Галичини й Волині Правління Романа Мстиславича Скориставшись смертю у 1199 р. останнього представника династії Ростиславичів Володимира Ярославича Роман Мстиславич спи...
15458. Зовнішня політика та значення Галицько-Волинської держави 40.5 KB
  Зовнішня політика та значення ГалицькоВолинської держави. По смерті Ярослава Мудрого з початком феодальної роздробленості Галицьке князівство відокремилося від Києва. Першими галицькими князями були нащадки онуків Ярослава Мудрого Ростиславичі а на Волині Мстисла...
15459. Шляхи та причини входження українських земель до Великого князівства Литовського, мовний та культурно-релігійний склад держави 40.5 KB
  Шляхи та причини входження українських земель до Великого князівства Литовського мовний та культурнорелігійний склад держави. В 40х роках ХІV ст. українські землі зазнали розчленування. Після війни 13511352 рр. між Польщею і Литвою Галичина залишилась під владою Польщі а Бе...
15460. Кревська унія 37.5 KB
  Кревська унія. У XIV ст. українські землі роздроблені на окремі князівства й ослаблені зопотоординським ігом підпали під владу кількох феодальних держав. Після смерті 1340 р. галицьковолинського князя Юрія II Польща й Угорщина напали на Галичину яка внаслідок довгої та
15461. Українські землі в складі Речі Посполитої. Люблінська унія та стан справ в українських землях після унії 35 KB
  Українські землі в складі Речі Посполитої. Люблінська унія та стан справ в українських землях після унії. Польські феодали почали наступ на українські землі відразу після монголотатарської навали. Особливо активізувався цей процес у другій половині XVI першій чверт...
15462. Загарбання турками і татарами Південної України і їх наслідки на інші українські землі (друга половина 15 ст.) 27 KB
  Загарбання турками і татарами Південної України і їх наслідки на інші українські землі друга половина 15 ст. Середина XIV ст. стала початком розпаду Золотої Орди. Нескінченні чвари та суперечки суттєво ослабили центральну владу посилили відценіроеі тенденції в Орді що ...
15463. Виникнення і початкова історія українського козацтва 39 KB
  Виникнення і початкова історія українського козацтва. Головною причиною виникнення козацтва на українських землях став дедалі зростаючий соціальний національний та релігійний гніт українського народу. На захист його прав стало козацтво. Козацтво в Україні набуло ш...
15464. Військово-адміністративний устрій Запорозької Січі 44.5 KB
  Військовоадміністративний устрій Запорозької Січі. Питання про утворення Запорозької Січі історики і досі продовжують досліджувати. Вони не дійшли спільної думки чи можна хортицькі укріплення вважати Січчю а князя Дмитра Вишневецького Байду старосту канівського і...
15465. Українське Козацтво в 2ій половині 16 ст. у першій половині 17.ст 42.5 KB
  Українське Козацтво в 2ій половині 16 ст. у першій половині 17.ст. Колоніальна політика Польщі посилення кріпацтва покатоличення викликали активний протест українського населення і зумовили шерег потужних повстань які мали антифеодальний та національновизвольний хар