Расчёт турбогенератора. Расчет и проектТЭЦ 440 МВт. В данном курсовом проекте рассчитываем и проектируем тэц 440 мвт

• Название: В данном курсовом проекте рассчитываем и проектируем тэц 440 мвт
• Анкор: Расчёт турбогенератора
• Дата: 30.08.2022
• Размер: 1.28 Mb.
• Имя файла: Расчет и проектТЭЦ 440 МВт.docx
• Тип: Курсовой проект; #656332
• страница: 1 из 7

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 9

1.1 Вариант 1 9

1.2 Вариант 2 10

2 Выбор основного оборудования 11

2.1 Выбор генераторов 11

2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи 14

3. Расчет количества линий распределительных устройств 19

3.1. Расчёт количества линий на высокое напряжение 19

3.2. Расчёт количества линий на среднее напряжение: 20

3.3 Количество линий на низком напряжении 21

4. Выбор схем распределительных устройств всех напряжений 22

4.1 Выбор схемы РУВН-110 кВ 22

4.2 Схема для РУ 35 кВ: 24

4.3 Схема ГРУ-10кВ. 26

5 Технико-экономическое сравнение двух вариантов 27

5.1 Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат. 27

5.2 Расчет для первого варианта 27

5.3 Расчет для второго варианта 29

6 Схема собственных нужд 30

6.1 Трансформаторы в блочной части выбираются по условиям: 30

6.2 Выбор ТСН в неблочной части 30

7. Расчет токов короткого замыкания 33

7.1 Расчетная схема 34

7.2 Схема замещения. 35

7.3 Расчет сопротивлений 35

7.5 Расчет токов короткого замыкания для точки К-1 40

7.6 Преобразование схемы для точки К-2 43

7.7 Преобразование схемы для точки К-3 46

7.8 Преобразование схемы для точки К-4 48

7.9 Преобразование схемы для точки К-5 50

7.10 Расчет токов короткого замыкания для точки К-5 52

8. Выбор выключателей и разъединителей 56

8.1 Выбор выключателей на ОРУ-110кВ 56

8.2 Выбор выключателей на ОРУ-35кВ 59

8.3 Выбор выключателей на ГРУ, цепь ввода генератора 63МВт 60

8.4 Выбор выключателей на отходящие линии с ГРУ 62

8.6 Выбор разъединителей 67

8.7 Выбор разъединителей на ОРУ-110кВ 67

9.8 Выбор разъединителей на ОРУ-35кВ 68

8.9 Выбор разъединителей на ГРУ-10кВ 69

9 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения 71

9.1 Проверка трансформаторов тока на ОРУ-110кВ 71

9.2 Выбор трансформаторов тока на ОРУ-35кВ 73

9.3 Выбор трансформаторов напряжения на ОРУ-110кВ 75

9.4 Выбор трансформаторов напряжения на ОРУ-35кВ 76

9.5 Выбор трансформаторов напряжения на ГРУ-10кВ 77

10. Выбор токоведущих частей 78

10.1 Выбор сборных шин и ошиновки на ОРУ-110кВ 79

10.2 Выбор сборных шин и ошиновки на ОРУ-35кВ 81

10.3 Выбор комплектного токопровода в цепи генератора на ГРУ 81

10.5 Выбор сборных шин на ГРУ 83

11 Выбор ограничителей перенапряжения 86

11.1 Выбор ограничителей перенапряжения на 110кВ. 86

11.2 Выбор ограничителей перенапряжения на 35кВ. 86

11.3 Выбор ограничителей перенапряжения на 10кВ. 86

12 Выбор конструкции распределительных устройств 87

12.1 Требования к конструкциям ОРУ 87

11.2 Конструкция ОРУ -110кВ 88

12.3 Конструкция открытого РУ-35кВ 88

12.4 Требования к конструкциям ЗРУ 89

12.5 Конструкция РУ-10кВ 89

Заключение 92

Список литературы 92

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 иобщественных 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. 
   U_н,вн U_уст
   
2. 
   U_н,нн = U_н,г
   
3. 
   S_н,т S_бл.тр
   

Найдем реактивную мощность генератора Q , МВАр:

Q = Р = Р , (2.1)

где Р - номинальная мощность генератора, МВт.

cos - коэффициент мощности генератора.

Q_{нг 63}= 63 = 47,25 МВАр

Q_{нг 110}= 110 = 82,5 МВАр

Q_нг1600= 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 ]

Р_{сн 63} = = 4,158 МВт

Р_{сн 110} = = 7,26 МВт

Р_{сн 160} = = 10,56 МВт

Q = , (2.3)

Q_{сн 63} = = 3,12 МВАр

Q_{сн 110} = = 5,44 МВАр

Q_{сн 160} = = 6,54 МВАр

Мощность проходящая через блочный трансформатор S , МВА:

S_бл = , (2.4)

S_{бл 110} = = 128,45 МВА

S_{бл 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.

2. 
   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) U_н.вн U_уст

2) U_н.сн U_уст

3) U_н.нн U_гру

4) 2S_нт S_тр.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:

2 S_т = , (2.9)

2 S_т =131,628 МВА,

S_т = 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 S_нт S_т

Рассчитаем максимальную реактивную мощность потребляемую с шин ГРУ Q_{max гру}, МВАр:

Q_{max гру} = P , (2.10)

Q_{max гру} = 32 = 16,4 МВАр

Определяем нагрузку на трансформаторе S_т, МВА:

S_т = , (2.11)

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

S_т = = 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:

2S_нт S_т

Рассчитаем активную и реактивную мощность двух генераторов работающих на шине ГРУ ∑Р_{нггру(n-1)} ,МВт, ∑Q_{нггру(n-1)}, МВАр:(2.12)

∑Р_{нггру(n-1)}= 63 МВт

∑Q_{нггру(n-1)} = 63 = 47,25 МВАр (2.13)

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

Q_{max ср} = P_{max ср} , (2.14)

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

Q_{max ср} = 36 = 18,44 МВАр

Рассчитаем нагрузку на трансформаторе S_т, МВА:

2S_т=

2S_т = = 14,68 МВА

2S_т = 14,68 МВА

S_т = 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:

= Р_снбл + Р_снгру, (3.1)

= 7,26 3 + 4,158 2 = 30,156 МВт

Определим общее количество линий на высокое напряжение:

n_лин = , (3.2)

где Р_ст - активная мощность станции, МВт.

Р_1л - пропускная способность одной линии, МВт. [ 3. с 21]

n_лин = = 10,74

Принимаем количество линий равное одиннадцати. Количество тупиковых линий равно.

n_туп =220/35=6,29 7

Количество линий отходящих в энергосистему определяется:

n_л.сист = n_лин - n_туп, (3.3)

n_л.сист = 11-7 = 4
Расчет для второго варианта структурных схем :

Рассчитаем суммарную активную мощность собственных нужд на ТЭЦ , МВт:

= Р_снбл + Р_снгру, (3.4)

= 10,56 2 + 4,158 2 = 29,436 МВт

Определим общее количество линий на высокое напряжение:

n_лин = , (3.5)

где Р_ст - активная мощность станции, МВт.

Р_1л - пропускная способность одной линии, МВт. [3. с 21]

n_лин = = 10,47

Принимаем количество линий равное одиннадцати Количество тупиковых линий равно.

n_туп =220/35=6,29 7

Количество линий отходящих в энергосистему определяется:

n_л.сист = n_лин - n_туп, (3.6)

n_л.сист = 11-7 = 4
3.2. Расчёт количества линий на среднее напряжение:

n = , (3.7)

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

n_л = = 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 магнитныхсистем);

- 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 S_б = 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