курсовая ЭСИП. Курсовая ЭСиП(Камал). Курсовой проект Наименование параметра Значение параметра

• Название: Курсовой проект Наименование параметра Значение параметра
• Анкор: курсовая ЭСИП
• Дата: 22.10.2022
• Размер: 1.89 Mb.
• Имя файла: Курсовая ЭСиП(Камал).docx
• Тип: Курсовой проект; #747717
• страница: 1 из 4

Задание на курсовой проект

Наименование параметра	Значение параметра
Установленная мощность, МВт	5х30, 4х40
Максимальная нагрузка собственных нужд (с.н.) (в процентах от установленной мощности), %	3,0
Коэффициент мощности максимальной нагрузки с.н.	0,80
Наименование параметра	На напряжении
	среднем	высшем
Номинальное напряжение сети, кВт	110	330
Максимальная суммарная нагрузка, МВт	190	избыт
Минимальная суммарная нагрузка, МВт	135	избыт
Коэффициент мощности нагрузки	0,86	0,86
Число всех отходящих цепей ЛЭП на данном Напряжении, включая связи с системой	3	4
Мощность нагрузки наиболее нагруженной ЛЭП, МВт: а) в нормальный максисмум б) при использовании резервной способности ЛЭП в предельно аварийном режиме	25 50	300 400
Число часов использования максимальной нагрузки в год, ч	5000	5000
Наименование параметра	Система 1	Система 2
Синхронная мощность системы, МВА	2800	6000
Реактивное сопротивление системы в базе синхронной мощности, отн.ед.	1,05	0,85
Напряжение линий связи с системой	110	330
Число линий связи с системой	3	4
Длина каждой цепи линии связи с системой	75	130

Содержание проекта

1.Выбор главной схемы электрических соединний.…………………………4

1.1 Выбор генераторов, распределение их по напряжениям……………………4

1.2 Расчет перетоков мощности через трансформаторы связи…………………5

1.3. Выбор силовых трансформаторов……………………………………………7

1.4. Выбор схем коммутаций РУ………………………………………………….8

2. Расчет токов короткого замыкания (ТКЗ)…………………………………10

2.1 Расчет параметров элементов схемы замещения……………………………10

2.2 Расчет трехфазного КЗ в точке К1……………………………………………11

2.3Расчет однофазного КЗ в точке К1…………………………………………….13

2.4 Расчет трехфазного КЗ в точке К2…………………………………………….14

3. Выбор электрических аппаратов…………………………………………….16

3.1. Выбор выключателя в ОРУ 110 кВ…………………………………………...16

3.2. Выбор разъединителя в ОРУ 110 кВ…………………………………………20

3.3. Выбор трансформатора тока ТА1 в ОРУ - 110 кВ…………………………..20

3.4. Выбор трансформатора напряжения в ОРУ - 110кВ………………………...24

4.Выбор токоведущих частей……………………………………………………27

4.1. Выбор проводов сборных шин РУ 110 кВ…………………………………...27

4.2. Проверка сборных шин РУ 110 кВ…………………………………………...29

4.2.1. Проверка на термическую стойкость при КЗ……………………………...30

4.2.2. Проверка проводов фаз сборных шин РУ 110кВ на схлестывание

4.2.3. Проверка проводов одной фазы сборных шин по электротермическому взаимодействию…………………………………………………………………….30

4.2.4. Проверка по условиям коронного разряда………………………………....30

4.3. Выбор токопровода в цепи генератора……………………………………….30

Заключение………………………………………………………………………...32

Список литературы……………………………………………………………….33

1.ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

1.1Выбор генераторов ,распределение их по напряжениям

В соответствии с заданием принимаем к установке 5 генераторов типа СВ- 570/145-32 и 4 генератора типа СВ-840/135-44. Их характеристики указаны в таблице 1.

Таблица 1

Тип Гидрогенератора	Частота вращения Об/мин	Sн кВ*А	Pн МВт	Uн кВ	Iн кА	X’’d	Cosφ	Ta(3)
СВ- 570/145-32	187,5	37,5	30	10,5	2,06	0,24	0,80	0,05
СВ-840/135-44	136,4	50	40	10,5	2,75	0,23	0,80	0,05

Распределение генераторов по напряжениям производим таким образом, чтобы получить минимальную мощность трансформатора связи. Целесообразным может оказаться один из вариантов структурных схем ГЭС, приведенных на рисунках 1и 2.




1.2. Расчёт перетоков мощности через трансформаторы связи
Для первого варианта:

Нормально-максимальный режим.

Полная мощность генератора, МВА,

𝑆̇_G =𝑃_𝐺+𝑗𝑃_𝐺 ∙ tanφ_𝐺 =30 + 𝑗30∙0,45 =30+ 𝑗13,5

Где tanφ_𝐺 = 0,45 т.к. cosφ_𝐺 = 0,8

Расход мощности, МВА, на собственные нужды блока

𝑆̇_сн =𝑃_𝐺∙ 𝑘_сн + 𝑗𝑃_𝐺 ∙𝑘_сн ∙ tan𝜙_сн = 0,03∙30+𝑗0,03∙30*0,45 =0,9+𝑗0,4 где 𝑘_сн=3,0%;

tanφ_сн =0,45

Максимальная суммарная мощность потребителей, МВА, на среднем напряжении

𝑆 ¹¹⁰_{н max} = 𝑃_{н 𝑚𝑎𝑥} + 𝑗𝑃_{н 𝑚𝑎𝑥}∙tanφ_сн =190+𝑗85,5

Генерируемая мощность на шинах РУ СН, МВА

𝑆̇’= 5∙(𝑆̇_𝐺 −𝑆̇_сн ) = 5*(30+ 𝑗13,5 −0,9−𝑗0,4 )=5*(29,1+ 𝑗 21,6)= 145 +𝑗108

Переток мощности в нормально максимальном режиме между шинами 110 кВ и 330 кВ:

𝑆̇_пер =𝑆̇’− 𝑆 ¹¹⁰_нmax =145+𝑗108 – 190 − 𝑗85,5 =−44,5+𝑗22,5

𝑆̇_пер = = 49,86 МВ∙А

Нормально-минимальный режим.

Переток мощности в нормально-минимальном режиме между шинами 110 кВ и 330 кВ:

𝑆 ¹¹⁰_{н min} =𝑃_{н 𝑚𝑖𝑛} + 𝑗𝑃_{н 𝑚𝑖𝑛}∙ tanφ_сн =135+𝑗135∙0,45=135+𝑗60,75

𝑆̇_пер = (𝑆̇’− 𝑆 ¹¹⁰_нmin) = (145 +𝑗108−135−𝑗60,75)=10 + 𝑗47,25

𝑆̇_пер = = = 48,3MВ∙А

Аварийно-максимальный режим.

Генерируемая мощность на шинах РУ СН, МВА

𝑆̇’=4∙(𝑆̇_𝐺 −𝑆̇_сн)=4∙( 30+ 𝑗13,5−0,9−𝑗0,4) =116,4+𝑗52,4

Переток мощности в аварийно-максимальном режиме между шинами 110 кВ и 330 кВ:

𝑆̇_пер = 𝑆̇’− 𝑆 ¹¹⁰_нmax =116,4+𝑗52,4−190−𝑗85,5 = −73,6−𝑗33,1

𝑆̇_пер = = = 81 МВ∙А

Аварийно-минимальный режим.

Переток мощности в аварийно-минимальном режиме между шинами 110 кВ и 330 кВ:

𝑆̇_пер = 𝑆̇’ − 𝑆 ¹¹⁰_нmin =116,4+𝑗52,4−135−𝑗60,75 = −18,6− 𝑗(8,35)

𝑆̇_пер = = 35 МВА
Для второго варианта:

Нормально-максимальный режим.

Полная мощность генератора, МВА,

𝑆̇_G =𝑃_𝐺+𝑗𝑃_𝐺∙tanφ_𝐺 =40 + 𝑗40∙0,45 = 40+ 𝑗18

Расход мощности, МВ∙А, на собственные нужды блока

𝑆̇_сн =1,2+𝑗0,54

Максимальная суммарная мощность потребителей, МВ∙А, на среднем напряжении

𝑆 ¹¹⁰_{н max} =190 + 𝑗85,5

Генерируемая мощность на шинах РУ СН, МВА

𝑆̇’= 4∙(𝑆̇_𝐺 −𝑆̇сн ) = 4∙(38.8+𝑗17,46)=155,2 + 𝑗70

Переток мощности в нормально максимальном режиме между шинами 110 кВ и 330 кВ:

𝑆̇_пер =𝑆̇’− 𝑆 ¹¹⁰_нmax =155,2 + 𝑗70− 190− 𝑗85,5 = −34,8− 𝑗15,5

𝑆̇_пер = = 38 МВ∙А

Нормально-минимальный режим.

Переток мощности в нормально-минимальном режиме между шинами 110 кВ и 330 кВ:

𝑆̇_пер = 𝑆̇’− 𝑆 ¹¹⁰_нmin =155,2+𝑗70−135−𝑗60,75=20,2+𝑗9,25

𝑆̇_пер = 22,2 MВ∙А

Аварийно-максимальный режим.

Генерируемая мощность на шинах РУ СН, МВА

𝑆̇’=3∙(𝑆̇_𝐺 −𝑆̇_сн )=2(38.8+𝑗17,46−1,2−𝑗0,54) = 37,6 +𝑗16,92

Переток мощности в аварийно-максимальном режиме между шинами 110 кВ и 330 кВ:

𝑆̇_пер = 𝑆̇’− 𝑆 ¹¹⁰_нmax =37,6 +𝑗16,92−190−𝑗85,5= −152.4−𝑗68,58

𝑆̇_пер = =167 МВ∙А

Аварийно-минимальный режим.

Переток мощности в аварийно-минимальном режиме между шинами 110 кВ и 330 кВ:

𝑆̇_пер = 𝑆̇’− 𝑆 ¹¹⁰_нmin = 37,6 +𝑗16,92−135− 𝑗60,75 = −97,4− 𝑗 43,8

𝑆̇_пер = = =107 МВ∙А

Результаты расчёта сведём в таблицу 2.

Таблица 2

Режим	Sпер, МВ∙А для варианта
	1	2
Нормально-максимальный	49,86	38
Нормально-минимальный	48,3	22,2
Аварийно-максимальный	81	167
Аварийно минимальный	35	107

Вывод: на основании сравнения вариантов структурной схемы ГЭС по значениям наибольшего перетока мощности через трансформаторы связи наиболее экономичным, с точки зрения стоимости трансформаторов связи, является вариант 1 (рисунок 1), поэтому принимаем его к дальнейшему расчёту.

1.3. Выбор силовых трансформаторов

Мощность двухобмоточных трансформаторов, работающих в блоках с генераторами, определяется по формуле:

𝑆_ном ≥ 𝑆_{𝐺 ном}=𝑃_{𝐺 ном}/cos𝜑_𝐺

𝑆_𝐺н = 30/0,8=37,5 МВА

𝑆_𝐺н = 40/0,8=50 МВА

Параметры выбранных трансформаторов:

А) блочный трансформатор ТРДЦН 40000/110, напряжения 115/10,5 кВ; 𝑃х=52 кВт; 𝑃к =175 кВт; 𝑈к =10,5%;

Б) блочный трансформатор ТРДЦН-63000/330, напряжения 330/10,5 кВ; 𝑃х=70 кВт; 𝑃к =265 кВт; 𝑈к =14 %.

Мощность трансформатора связи:

𝑆_ном ≥ 0,7𝑆_{пер.𝑚𝑎𝑥} = 0,7∙81= 56,7 МВА

Выбираем автотрансформатор связи АТДЦТН-125000/330/110, напряжения 330/10,5; 𝑃𝑥=100 кВт; 𝑃к=345кВт 𝑈квс=9%; Устанавливаем два автотрансформатора.

Мощность рабочего трансформатора собственных нужд:

𝑆_1ном ≥ к_с ∙𝑆_𝐺ном = 1∙0,03∙37,5 = 1.125 МВА

𝑆_2ном = k_с ∙ ∙𝑆_𝐺ном = 1∙0,03∙50 = 1,5 МВА

где к_с − коэффициент спроса; к_сн − коэффициент максимальной нагрузки собственных нужд в % от установленной мощности.

Выбираем рабочий трансформатор собственных нужд блоков ТМ-1600/10,

напряжения 10,5/6,3 кВ; 𝑃к =3,3кВт ; 𝑃𝑥 =16,5 кВт; 𝑈к =5,5 %.

Мощность резервного трансформатора на ступень выше, чем мощность наибольшего из рабочих трансформаторов собственных нужд, т.к. он должен обеспечивать замну рабочего ТСН одного блокаи одновременный пуск или остановку другого блока.

Резервный трансформатор собственных нужд подключен к РУ-СН, ТМ-1600/10, напряжения напряжения 10,5/6,3 кВ; 𝑃к =3,3кВт ; 𝑃𝑥 = 16,5 кВт; 𝑈к = 5,5 %.


1.4. Выбор схем коммутаций РУ

Для РУ-110 кВ принимаем схему с тремя системами(А1-А2) и обходной (А0) системами шин, а для РУ-330кВ – схему с двумя системами шин (А3,А4) и тремя выключателями на два присоединения.(рисунок 3).



Рис.3. Принципиальная электрическая схема ГЭС

2. Расчет токов короткого замыкания (ТКЗ)

Для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей станций необходимо знать токи КЗ. С этой целью на основе схемы (рисунок3) и задания составим схему замещения (рисунок 4)

На рисунке 4 у каждого элемента в виде дроби приведены: в числителе порядковый номер элемента СЗ, а в знаменателе – индуктивные сопротивления.

Для расчета токов КЗ в относительных единицах с приближенным приведением

Зададимся следующими параметрами :

S_б =1000 МВА; U_б1 =115кВ; U_б2 =340кВ; U_б3 =10,5 кВ;

Вычислим:

I_б1 =1000/(1,73*115) =5кА; Iб2 = 1,7кА; Iб3= 54,9кА;
2.1 Расчет параметров элементов схемы замещения

Схема замещения ГЭС имеет следующие параметры элементов системы

Для системы 1 при =2800кВА и x_с1=1,05; Для системы 2 при =6000кВА и x_с1=0,85;

X₁ = x_с1∙ =1,05∙ = 0,38;

X₂ = x_с2∙ = (1000/6000) ∙ 0,85 = 0,145

- линий связи с системами

X₃ = X₄ = X₅ = x_уд1∙ L₁∙ = 0,43∙ 75∙ = 0,43∙ 75∙ 0,076 = 2,45

X₆ = X₇ = X₈ = X₉ = x_уд2∙ L₂∙ = 0,33∙ 130∙ = 0,4

- трансформаторы блоков

X₁₀ = X₁₁ = X₁₂ = X₁₃ = X₁₄ = ∙ = ∙ = 0,105∙ 25 = 2,62

X₁₅ = X₁₆ = X₁₇ = X₁₈ = ∙ = 2,22

-генераторы

X ₁₉ = X₂₀ = X₂₁ = X₂₂ = X₂₃= x”d ∙ = 0,24 ∙ = 6,4

X₂₄ = X₂₅ = X₂₆ = X₂₇ = 0,23∙ = 4,6

-2 автотрансформаторов связи

X₂₈ = = ∙ = 0,48

X₃₀ = = = 0,96

X₂₉ = = = 0
- Резервный трансформатор собственных нужд

X₃₁= ∙ = ∙ = 34,3


Рис.4. Схема замещения ГЭС при КЗ в точке К1