Электрическая часть станции ГЭС - 60 МВт

Drawing1.dwg

СХЕМАГЭС-80.DWG

ЗАДАНН.DOC

Заданные графики нагрузок
Суточный график нагрузки ВН.
Суточный график нагрузки СН
Суточный график нагрузки ВН+СН.
Годовой график нагрузки ВН.
Годовой график нагрузки СН.
Годовой график нагрузки ВН+СН.

ГЭС-80.DOC

1. Разработка главной схемы электрических соединений электростанции.
1 Обработка графиков нагрузки.
Построение графиков нагрузки.
Осуществляем построение дневных и годовых графиков зимних и летних нагрузок используя заданный график.
Установленная мощность станции Sуст = 80 МВА.
Продолжительность зимнего периода нагрузки - 210 дней.
Продолжительность летнего периода нагрузки - 155 дней.
Летняя нагрузка составляет 50% от зимней нагрузки.
Длительность ступени в день ч.
Полная мощность ступени МВА.
Активная мощность ступени МВт.
Длительность ступени в годуч
Потреблённая энергия
По [1].табл.П2. стр.610 выбираем гидрогенератор.
Частота вращения обмин
Номинальное значение мощности МВА
Номинальное значение тока статора
Номинальное значение напряжения
3 Расчёт технико – экономических показателей определяемых из графиков нагрузки.
Формулы для расчёта берём [1]. Гл.1§1.4 е ;
Энергия потреблённая установкой за сутки.
Средняя нагрузка за сутки.
. где: Т- длительность рассматриваемого периода (сутки).
Продолжительность использованья максимальной нагрузки.
Эта величина показывает сколько часов за период Т
установка должна была работать с неизменно максимальной нагрузкой чтобы выработать действительное количество энергии за этот период времени.
Коэффициент заполнения графика нагрузки.
Энергия потреблённая установкой за год.
Средняя нагрузка за год.
Время использования установленной мощности.
Коэффициент использованья установленной мощности.
Определяем коэффициент резерва.
Разработка вариантов главных схем соединения электростанции
1. Главные схемы соединения электростанции.
2 Выбор трансформаторов.
Выбираем блочный трансформатор по формуле:
где: PГ QГ – активная и реактивная мощность генератора.
PCH QCH - активная и реактивная мощность собственных нужд выбирается по [1].табл. 5.2 для ГЭС мощностью 72 МВт.
Находим активную и реактивную мощность генератора.
Определяем расчётную нагрузку трансформаторов связи в режиме минимальных нагрузок.
По [1].табл. П 2-5. стр. 616 выбираем
Параметры трансформаторов.
Технико-экономическое сравнение вариантов.
Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведёнными затратами :
где: К- капиталовложение на сооружение электроустановки тысяч у.е.
pн – нормативный коэффициент экономичной эффективности равный 012; И – годовые эксплуатационные издержки тыс.у.е.год
Годовые эксплуатационные издержки.
где: ра ро – отчисление на амортизацию и обслужевание %
DW – потери электроэнергии кВт ч; b - стоимость 1 кВт ч потерь электроэнергии у.е.кВт ч;
1 Расчёт капитальных затрат.
Капиталовложение при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяются по укрупненным показателям стоимости элементов схемы.
Показатели стоимости сооружения электрооборудования выбираем по
[1].таб. П 5.1 П 5.4 П 5.5.
(с масляным выключателем до 30 кА.)
(с возд. Выключателем более 40 kA )
Генераторный выключатель
2 Расчёт потерь в трансформаторах.
Потери энергии в 2х обмоточных трансформаторах.
где : Рх – потери мощности холостого хода кВт; Рк – потери мощности короткого замыкания кВт; Sma Sном – номинальная мощность трансформатора МВА; Т- продолжительность работы трансформатора Т=8760 ч. ; t - продолжительность максимальных потерь ;
Потери энергии в 3х обмоточных трансформаторах.
Потери мощности в 2х обмоточном трансформаторе Т1 на стороне ВН.
Потери мощности в 2х обмоточном трансформаторе Т4 на стороне СН.
Потери мощности в 3х обмоточном трансформаторе Т2 Т3 на стороне ВН.
Суммарные потери мощности.
Потери мощности в 2х обмоточном трансформаторе Т1 Т2 на стороне ВН.
3 Расчёт годовых эксплуатационных издержек.
Определяем целесообразность схемы исходя из минимально приведенных затрат
где К – капиталовложения на сооружение электроустановок тыс.у.е.
И – годовые эксплутационные издержки тыс.у.е.;
У – ущерб от недоотпуска электрической энергии тыс.у.е.год.
Капиталовложения К при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяется по укрупненным показателям стоимости элементов схемы
С учётом расчёта выбираем схему 1.
Выбор токоведущих частей и аппаратов для главной схемы станции
1 Расчет токов трехфазных коротких замыканий.
Расчет токов трехфазных коротких замыканий необходимых для выбора аппаратов и токоведущих частей.
Определяем сопротивление всех элементов.
Принимаем Sб=100 МВА.
Для генераторов Г1 Г2 Г3 Г4 :
Для трансформаторов Т1Т4 :
Для трансформаторов Т2Т3 :
Низкое напряжение отсутствует.
Преобразуем схему к точке К1.
Определяем значение токов по ветвям.
Значение ЭДС источника определяем по [1].табл. 3.4 стр.130
для гидрогенераторов с успокоительными обмотками
Периодическая составляющая токов в ветвях рассчитывается по формуле
Суммарное значение тока в точке КЗ К1:
Расчёт ударного тока.
Ударный ток обычно имеет место через 0.01 с. после начала КЗ. Значение ударного тока определяется по формуле: кА.
Где Ку - ударный коэффициент:
Из [1].табл. 3.73.8 стр.149150 принимаем значение Та и Ку:
Для генераторов без демпферных обмоток: Та= 0.25 с. Ку = 1.82
Для системы: Та= 0.02 с. Ку = 1.608
Суммарное значение ударного тока:
Определяем апериодическую составляющую.
где tcB – собственное время выключателя.
Предварительно выбираем выключатель по [1].табл. П.4.4. стр. 630
МКП 110 М-1000-20 U = 110 кВ. Inom = 1000 A. Iотк. = 20 кА. tcB = 0.04 c.
Определяем периодическую составляющую в любой момент времени.
Для генераторов Г1Г2Г3Г4:
по данному отношению и при помощи кривых приведённых на
[1].стр.152 рис.3.26 определяем:
Определяем периодическую составляющую тока КЗ от генераторов:
Преобразуем схему к точке К2.
Периодическая составляющая токов в ветвях:
Суммарное значение тока в точке КЗ К2: кА.
Суммарное значение ударного тока: кА.
Предварительно выбираем выключатель по табл. П.4.4. стр. 630
МКП 35 -1000-25 U = 35 кВ. Inom = 1000 A. Iотк. = 25 кА. tcB = 0.05 c.
Преобразуем схему к точке К3.
Суммарное значение тока в точке КЗ К3: кА.
ВВГ – 20 – 160 U = 20 кВ. Inom = 20000 A. Iотк. = 160 кА. tcB = 0.12 c.
Для генераторов Г1Г2Г3: Г4 отдалён от точки КЗ его не учитываем.
по данному отношению и при помощи кривых приведённых на [1].стр.152 рис.3.26 определяем:
Полученные результаты заносим в таблицу.
Выбор коммутационных аппаратов и токоведущих частей в главной схеме электрических соединений станции.
1. Выбор выключателей.
Выбор выключателей на стороне 110 кВ:
Номинальный рабочий ток:
По [1].табл. П.4.4. стр. 630 выбираем выключатель МКП-110М-1000-20
Параметры выключателя:
МКП – 110М – 1000 – 20
tтер - время протекания тока термической стойкости.
tоткл.в. - полное время отключения.
tс.в. - собственное время отключения.
Условия выбора выключателей.
По длительному току:
По отключающей способности:
На симметричный ток отключения по условию:
Возможность отключения апериодической составляющей тока к.з.:
На электродинамическую стойкость:
На термическую стойкость
Выбор выключателей на стороне 35 кВ:
По [1].табл. П.4.4. стр. 630 выбираем выключатель МКП-35-1000-25
Параметры выключателя:
МКП – 35 – 1000 – 25
На термическую стойкость:
Выбор выключателей на генераторном напряжение 3.15 кВ.
Номинальный рабочий ток.
По [2] табл. 3.78 стр.269 выбираем выключатель МГ-10.
2. Выбор разъединителей.
Разъединители служат :
а) Включение и отключение нейтрали трансформаторов и дугогасящих катушек при отсутствие в сети замыкания на землю.
б) Включение и отключение зарядного тока шин и оборудования всех напряжений ( кроме батарей конденсаторов ).
Включение и отключение разъединителями намагничивающего тока трансформаторов 110 – 220 кВ должны проводиться при заземлённой нейтрали.
Выбор разъединителей:.
По [1].табл.П1.4 стр.628 и [3].табл.5.5 стр.222 выбираем разъединители
Генератор. напряжение
Условие выбора разъединителей:
По предельно сквозному току.
Проверка на термическую стойкость.
3 Выбор токоведущих частей.
Выбор сборных шин 110 кВ.
Выбираем сечение сборных шин по допустимому току.
Блочный трансформатор не может быть перегружен мощностью большей мощности генератора поэтому:
по [2].таб.3.158. стр.377 и по указаниям [2].таб. 3.206. стр. 419 принимаем провод
Расстояние между фазами 3 м.
Фазы расположены горизонтально.
Проверка по условиям короны.
Начальная критическая напряженность:
m = 0.82 – коэффициент учитывающий шероховатость.
Напряженность вокруг провода:
Таким образом провод AC – 7011 по условиям короны проходит.
Выбор токоведущих частей от выводов 110 кВ блочного трансформатора до сборных шин.
Выполняют гибкими проводами.
Сечение выбираем по экономической плотности тока Jэ при Tмакс=5833.15 ч для неизолированного алюминиевого провода по [2].табл.3.205. стр. 418
по [2]. табл. 3.158 стр. 377 принимаем провод марки АС –12019
Проверяем провод по допустимому току:
Таким образом провод AC – 12019 по условиям короны проходит.
Выбор провода линии 110 кВ.
Мощность приходящаяся на одну линию:
Сечение выбираем по экономической плотности тока
по [2].табл.3.205. стр. 418 при Тс=5833.15ч принимаем Jэ=1 Амм2
по [2].таб.3.158. стр.377 и по указаниям [2].таб. 3.206. стр. 419 принимаем провод АС – 7011.
Выбор сборных шин 35 кВ.
по [2].таб.3.158. стр.377 принимаем провод
Расстояние между фазами 2 м.
Проверка по условиям короны:
Токоведущие части от выводов 35 кВ блочного трансформатора до сборных шин.
Сечение выбираем по экономической плотности тока Jэ при Tмакс=5264.1 ч для неизолированного алюминиевого провода по [2].табл.3.205. стр. 418
по [2]. табл. 3.158 стр. 377 принимаем провод марки АС –40051
Таким образом провод AC – 40051 по условиям короны проходит.
Выбор провода линии 35кВ.
по [2].табл.3.205. стр. 418 при Тс=5264 ч принимаем Jэ=1 Амм2
по [2].таб.3.158. стр.377 принимаем провод АС – 7011.
Выбор токоведущих частей от выводов генератора до трансформатора.
Токоведущие части выполняем шинным мостом из жестких голых алюминиевых шин.
Выбор производится по допустимому току.
Наибольший ток в цепи генератора:
По [3].табл.7-4. стр.330 принимаем алюминиевые шины коробчатого сечения.
Размеры: h = 150 мм b = 65 мм c = 7 мм r = 10 мм.
Сечение одной шины: 1785 мм2
Момент сопротивления:
двух сращенных шин:
Допустимые токи на две шины: 5650 А.
Проверка шинного моста на термическую стойкость:
тогда тепловой импульс
Минимальное сечение по условию термической стойкости:
С – принимаем по [1].табл.3.14 С = 91
шины термически стойкие так как qмин меньше выбранного сечения.
Проверка шинного моста на механическую прочность.
Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции поэтому расчет производится без учета колебательного процесса в механических конструкциях.
Принимаем что швеллер шин соединен жестко по всей длине сварным швом тогда момент сопротивления
При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника напряжение в материале шин от взаимодействия между фазами:
а – расстояние между фазами а = 1 м
МПа поэтому шины механически прочные.
По [3].табл.5-7.стр.248 выбираем опорный изолятор:
ОФ – 10 – 4250кв.У3 внутренней установки.
Разрушающая нагрузка: Н
Высота изолятора: H = 230 мм
Проверяем изолятор на механическую прочность:
Максимальная сила действующая на изгиб :
Поправка на высоту коробчатых шин:
изолятор ОФ – 10 – 4250кв.У3 проходит по механической прочности .
По [3].табл.5-8.стр.251 выбираем проходной изолятор:
Минимальное разрушающее усилие на изгиб:
Проверка по напряжению:
изолятор П – 105000 – 42500 проходит по механической прочности .
Собственные нужды измерения управление и сигнализация на станции.
1. Эскиз схемы собственных нужд электростанции.
В отличии от тепловых и атомных электростанций на ГЭС отсутствуют крупные электродвигатели напряжением 6 кВ поэтому распределение электроэнергии осуществляется на напряжении 0.4кВ. Питание собственных нужд производится от трансформаторов присоединенных к токопроводам генератора.
Так как ГЭС малой мощности и нагрузка собственных нужд невелика поэтому применяется только одна ступень напряжения 0.4 кВ.
Сборные шины собственных нужд секционированы нормально отключенным автоматическим выключателем включенным в схему АВР. Мощность каждого трансформатора выбирается на половину нагрузки. Агрегатные и общестанционные потребители собственных нужд присоединены к общим шинам 0.4 кВ.
2 Выбираем трансформатор собственных нужд.
Пл [1].табл. П2.4. стр.614 выбираем трансформатор ТМС 100010
3. Выбор измерительных приборов для всех электрических цепей станции.
Амперметр в каждой фазе вольтметр ваттметр варметр счетчик активной энергии датчики активной и реактивной мощности.
Амперметр вольтметр.
Амперметр ваттметр варметр с двусторонней шкалой.
Со стороны питания амперметр ваттметр счетчик реактивной энергии.
Амперметр ваттметр варметр фиксирующий прибор используемый для определения места к.з расчетные счетчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях.
Амперметр расчетные счетчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях.
На каждой секции или системе шин
Вольтметр с переключателем для измерения 3х междуфазных напряжений и регистрирующий вольтметр; осциллограф.
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения вольтметр с переключением для измерения 3х фазных напряжений
СШ генераторного напряжения
Вольтметр с переключением для измерения 3-ех междуфазных напряжений; регистрирующие приборы: частотомер вольтметр; приборы синхронизации: 2-а частотомера 2-а вольтметра синхроноскоп; осциллограф.
( 1. на шинах 35 кВ устанавливаются: один вольтметр для контроля междуфазного напряжения и один вольтметр
с переключением для измерения 3-ех фазных напряжений. 2.на шинах 110кВ устанавливаются по
одному осциллографу на секцию. )
Выбираем трансформатор напряжения на СШ 110 кВ:
По [2].табл.3.93.стр.285 выбираем трансформатор напряжения типа:
Номинальное напряжение обмотки
Uосн Основной вторичной кВ
Uдоп Дополнительной кВ
Номинальная мощность ВА в классе точности 0.5
Максимальная мощность ВА
Так как обмотки трансформатора напряжения соединены в звезду имеем мощность:
по [1].табл.П4.7. и [3].табл.6.15 выбираем измерительные приборы.
Приборы стрелочные показывающие:
Приборы регистрирующие:
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения:
Выбор трансформатора напряжения на СШ 110 кВ:
По номинальному напряжению.
По загрузки вторичной обмотки.
Выбираем трансформатор тока в цепи ЛЭП 110 кВ.
По [1].табл. П.4.5 выбираем трансформатор тока.
Вариант исполнения по вторичным обмоткам
Нагрузка измерительной
Вторичная нагрузка трансформатора тока:
Приборы стрелочные показывающие
Приборы интегрирующие
Счётчик вольт - ампер часов
Проверка по классу точности:
Сечение соединительных проводов провода.
L=80 метров так как соединение обмоток трансформатора в звезду поэтому Lрасч=L
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением
Выбираем трансформатор напряжения на СШ – 35 кВ
Номинальная мощность ВА в классе точности 1
Выбираем трансформатор тока в ЛЭП – 35 Кв
Выбираем трансформатор напряжения в цепи генератора 3.15 Кв
Номинальная мощность в классе точности 0.5
Выбираем трансформатор тока в цепи генератора 3.15 Кв
Кратность термической стойкости
Рожкова Л. Д. Козулин В. С. « Электрооборудование станций и подстанций » Учебник для техникумов. – 3-е изд. перераб. и доп. – М.:Энергоатомиздат1987 г.
Смирнов А.Д. Антипов К.М. « Справочная книжка энергетика » Энергоатомиздат 1984 г.
Неклипаев Б. Н. Крючков И. П. «Электрическая часть электростанций и подстанций » Учебное пособие для вузов. 4-е. изд. перераб. и доп. – М.:Энергоатомиздат1989 г.
Электростанция – предприятие или установка предназначенная для производства электроэнергии.
Основную часть электроэнергии вырабатывают:
Тепловые станции (ТЭС) они делятся на теплофикационные (КЭС) и конденсационные (КЭС).
Атомные электростанции (АЭС).
Гидроэлектростанции (ГЭС) и гидроаккумулирующие станции (ГАЭС).
Дизельные электростанции (ДЭС).
Газотурбинные установки (ГТУ).
Солнечные электростанции (СЭС).
Ветровые электрические станции (ВЭС).
Геотермальные электростанции(ГЕОТЭС).
Приливные станции (ПЭС).
В данном курсовом проекте насчитывается гидроэлектростанция мощностью 80 МВА. На ГЭС для получения электрической энергии используется энергия водных потоков (рек водопадов и т.д. )
При сооружении ГЭС обычно преследуют цель: выработки электроэнергии улучшения условий судоходства по реке и орошения земель. ГЭС обычно имеют водохранилище позволяющее аккумулировать воду и регулировать ее расход и следовательно рабочую мощность станции так чтобы обеспечить наиболее выгодный режим для энергосистемы в целом.
Первичным двигателем на ГЭС является гидротурбина которая приводит во вращение синхронный гидрогенератор. Мощность гидрогенератора пропорциональна напору Н и расходу Q воды.
На ГЭС как правило напор воды создаётся плотиной разность верхнего и нижнего бьефа определяет напор Н .
Процесс регулирования заключается в следующем. В течении некоторого времени когда нагрузка энергосистемы мала гидроэлектростанция расходует воду в количестве меньшем естественного притока. При этом вода накапливается в водохранилище а рабочая мощность станции относительно мала. В другое время когда нагрузка системы велика гидроэлектростанция расходует воду в количестве превышающем естественный приток. При этом вода расходуется вода накопленная в водохранилище а рабочая мощность станции увеличивается до максимальной. В зависимости от объема водохранилища период регулирования или время необходимое для наполнения и срабатывания водохранилища может составлять сутки неделю несколько месяцев и более. В течении этого времени гидроэлектростанции может израсходовать строго определенное количество воды определяемое естественным притоком.
Гидроэлектростанции целесообразно строить на горных и полугорных реках. На равнинных реках их сооружение может приводить к затоплению больших площадей полей лугов и пахотных земель лесов снижению рыбных запасов и другим последствиям.

OPУ-110.DWG

ТИТУЛКА.DOC

Министерство Образования Республики Молдова
Технический Университет Молдовы
Кафедра Электроэнергетики
По дисциплине "Электрическая часть станций
Тема:"Электрическая часть ГЭС – 80 МВА
Руководитель проекта:Зайцев А.С.

КУРСОВ~1.DOC

Задание на курсовой проект.
Тема: Электрическая часть ГЭС-60 МВА
Число генераторов или питающих ЛЭП : 3
Высшее напряжение : 110 кВ
Число линий высшего напряжения : 2
Длина линий высшего напряжения : 40 км
Среднее напряжение : 35 кВ
Число линий среднего напряжения : 4
Длина линий среднего напряжения : 10 км
Графики нагрузок задаются.
Графики летних нагрузок составляют 70 % от соответствующих зимних.
Связь с системой производится на напряжении : 110 кВ
Предельная отключаемая мощность высоковольтного выключателя в начале линии связи с системой :
Мощность системы : 4000 МВА
Выбрать схему управления выключателей : на 35 кВ
Выбрать средства ограничения токов короткого замыкания
Выбрать и проверить класс точности :
а) трансформаторов тока в цепи : на СШ-35 кВ
б) трансформаторов напряжения : на СШ-35 кВ
Тип и напряжение распределительного устройства для выполнения графической части проекта РУ-35 кВ
Коэффициент мощности нагрузки электростанции принять равным номинальной мощности генераторов а
на подстанции согласно П.У.Э.
Разработка главной схемы электрических соединений электростанции.
Определение мощности для (ВН) по ступеням. напряжение 110 кВ.
Летний режим составляеи 70 % от зимнего
Определение мощности для (СН) по ступеням
Принимаем зимний период 210 дней летний период 155 дней
Определяем мощность потребляемую за год зимой и летом
Частота вращения обмин
Номинальное значение мощности МВА
Номинальное значение Cos ( j )
Номинальное значение тока статора кА
Номинальное значение напряжения кВ
Номинальное значение К.П.Д.
Сверхпереходное индуктивное сопротивление Xd”о.е.
3.Обработка заданных графиков нагрузки
3.1.Суточные графики для ВН
Определяем коэффициенты характеризующие графики нагрузки
Энергия потребленная электроустановкой
Средняя нагрузка установки за сутки
где T-длительность рассматриваемого периода; W- электроэнергия за рассматриваемый период
Коэффициент заполнения графика нагрузки
Определяем продолжительность использования максимальной нагрузки
3.2. Годовые графики для ВН
Энергия потребленная электроустановкой
Средняя нагрузка установки за год
Продолжительность использования максимальной нагрузки
Продолжительность использования установленной мощности
где Pуст установленная суммарная мощность всех агрегатов включая резервные
Коэффициент использования установленной мощности
3.3.Суточные графики для СН
Коэффициент заполнения графика
3.4. Годовые графики для СН
3.5.Суточные графики для СН+ВН
3.6. Годовые графики для СН+ВН
Разработка вариантов главной схемы первичных соединенийэлектростанций
Выбираем трансформаторы для схемы №1
Выбираем блочный трансформатор по формуле
где PгQг – активная и реактивная мощность генератора
PснQсн – активная и реактивная мощность собственных нужд блока
Определяем мощности передаваемые трансформаторами
Активная мощность генератора
по соотнощениям выбираем трансформаторы
Трансформаторы Т1 и Т2: тип ТДН – 25000110
Трансформатор Т3: тип ТДТН – 25000110
Трансформатор Т1: тип ТДН – 25000110
Трансформаторы Т2Т3: тип ТДТН – 25000110
Трансформатор Т2: тип ТДТН – 25000110
Трансформатор Т3: тип ТРДНС – 2500035
Параметры трансформаторов:
Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор оптимального.
1. Расчет на капитальные затраты.
Укрупненные показатели стоимости сооружения электрического оборудования
ТДН – 25000110 – к=92тыс.у.е.
ТДТН – 25000110 – к=107тыс.у.е.
Стоимость ячейки ОРУ 110 кВ – к=30тыс.у.е.
Стоимость ячейки ОРУ 35 кВ – к=26тыс.у.е.
Генераторный выключатель 40тыс.у.е.
-а двухобмоточных трансформатора к=2*92=184тыс.у.е.
-ех обмоточный трансформатор к=107тыс.у.е.
ОРУ 110 кВ 3ячейки: к=30тыс.у.е.*3=90тыс.у.е.
ОРУ 35 кВ 1 ячейка: к=26тыс.у.е.
Генераторный выключатель 2-е штуки к=2*40тыс.у.е.=80 тыс.у.е.
-ин двухобмоточный трансформатор к=92тыс.у.е.
-а 3-ехобмоточных трансформатора к=2*107тыс.у.е.= 214тыс.у.е
ОРУ 110 кВ 3-и ячейки: к=30тыс.у.е.*3=90тыс.у.е.
ОРУ 35 кВ 2-е ячейки: к=26*2тыс.у.е.= 52тыс.у.е.
ТРДНС – 2500035 – к=76тыс.у.е.
Генераторный выключатель к=40тыс.у.е.
-ин двухобмоточный трансформатор ТДН – 25000110 к=92тыс.у.е.
-ин 3-ехобмоточных трансформатора к=2*107тыс.у.е.= 214тыс.у.е
-ин двухобмоточный трансформатор ТРДНС – 2500035 к=76тыс.у.е.
ОРУ 110 кВ 2-е ячейки: к=30тыс.у.е.*2=60тыс.у.е.
Блочные трансформаторы
Генераторный выключатель
Генераторный выключатель
2. Годовые эксплутационные издержки:
где PaP0 – отчисление на амортизацию и обслуживание
b - стоимость одного 1кВТ*ч потерь электроэнергии у.е.(кВТ*ч); b=00115 у.е.кВТ*ч.
потери электроэнергии кВТ*ч.
Потери электроэнергии в 2-ух обмоточном трансформаторе определяется по формуле
Pх – потери мощности холостого хода кВТ*ч
расчетная (максимальная) нагрузка трансформатораМВА
Sном – номинальная мощность трансформатораМВА
T – продолжительность работы трансформатора (8760 ч)
- продолжительность максимальных потерь определяется по кривой (рис 5 6 учеб Рожкова) в зависимости
от продолжительности использования максимальной нагрузки Tмакс
Потери электрической энергии в 3-ех обмоточном трансформаторе
Потери в 2-ух обмоточных трансформаторах Т1Т2
Sмакс для одного трансформатора=4983=166
Потери энергии в 3-ех обмоточном трансформаторе T3: ТДН-25000110
Sмакс вн+сн=166МВА; Sмакс вн=33-166*2=0; Sмакс сн=168МВА
Потери энергии в 2-ух обмоточном трансформаторе Т1:ТДН – 25000110
Потери энергии в 3-ех обмоточных трансформаторах T3Т2: ТДТН-25000110
Потери энергии в 3-ех обмоточнм трансформаторе Т2: ТДТН-25000110
Потери энергии в 2-ух обмоточном трансформаторе Т3:ТДН – 2500035
Рассчитываем годовые эксплутационные издержки
Определяем целесобразность схемы исходя из минимально приведенных затрат
где К – капиталовложения на сооружение электроустановоктыс.у.е.
И – годовые эксплутационные издержки тыс.у.е.;У – ущерб от недоотпуска электрической энергии тыс.у.е.год
Капиталовложения К при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определял ся по укрупненным показателям стоимости элементов схемы
Выбор токоведущих частей и аппаратов для главной схемы станции
1.Расчет токов трехфазных коротких замыканий необходимых для выбора ап
паратов и токоведущих частей.
Для точки короткого замыкания К – 1:
Для трансформаторов Т1Т3:
Для трансформаторов Т2:
Преобразуем схему к точке к.з. К1
Определяем коэффициенты распределения
Определяем начальное значение периодической составляющей тока к.з.
Определяем Э.Д.С. по ветвям
Определяем периодическую составляющую тока к.з. Iп.о. по ветвям:
Суммарная периодическая составляющая тока в точке к.з. К1:
Рассчитаем ударный коэффициент
выбираем значение Та и Ку по табл.3-8 стр.150(Рожкова)
Для генераторов: Ta=005; Ky=185.
Суммарный ударный ток
Определяем апериодическую составляющую тока к.з.
где tс.в. – собственное время выключения выключателя
Для генераторов:Для системы:
tс.в.=005; Ta=005c;t=005; Ta=0025c;
От ветви с генератором Г1:
От ветви с генератором Г2:
От ветви с генератором Г3:
Определение периодической составляющей тока к.з. в момент времени t:
Для генераторов Г1Г2Г3:
По данному отношению и времени t=005с определяем с помощью кривых отношение
Периодическая составляющая тока короткого замыкания от генераторов Г1Г2Г3:
Для точки короткого замыкания К – 2:
Определяем коэффициенты распределения:
Коэффициенты распределения:
Для генераторов: Ta=005; Ky=182.
Для точки короткого замыкания К – 3:
Xрез1 Xрез2 Xг2 Xрез3
Выбор токоведущих частей и коммутационного оборудования в главной схеме электрических соединений станции.
1.Выбор выключателей.
Выбор выключателей на стороне 110 кВ:
Параметры выключателя:
МКП – 110М – 1000 - 20
Ток электродинамической стойкости:
Время протекания тока термической стойкости: tтерс
Полное время отключения: tоткл.в.с
Собственное время отключения: tс.в.с
По длительному току:
По отключающей способности:
а) На симметричный ток отключения по условию:
б) Возможность отключения апериодической составляющей тока к.з.:
На электродинамическую стойкость:
На термическую стойкость:
Выбор выключателей на стороне 35 кВ:
МКП – 35 – 1000 – 20
Выбор выключателей на генераторном напряжении:
2.Выбор разединителей.
Разъединителb на напряжение 110кВ:
Для наружной установки:
Марка: РДЗ – 1101000; Тип привода:ПД – 1У1.
Условия выбора разъеденителей:
разъединителя типа РДЗ
Разъединители на напряжение 35кВ:
Марка: РДЗ - 351000; Тип привода:ПР – У1.
Разъединителя типа РДЗ
Разъединители на генераторном напряжении :
Для внутренней установки:
Марка: РВР - 104000; Тип привода:ПР – 10.
Разъединителя типа РВР
3.Выбор токоведущих частей.
Выбор сборных шин 110кВ.
Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбирают выбираем сечение по допустимому току
при максимальной нагрузке на шинах равной току наиболее мощного присоединения в данном случае блока
генератор + трансформатор.
Блочный трансформатор не может быть перегружен мощностью большей мощности генератора поэтому:
Принимаем провод AC – 7011; q=70; d=11мм; Iдоп=265А.
Фазы расположены горизонтально. Проверка на термическое действие не производится так как шины выполнены
голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка шин на схлестывание не производится так как
Проверка по условиям коронирования:
Начальная критическая напряженность:
где m=082 – коэффициент учитывающий шероховатость; ro=28мм.
Напряженность вокруг провода:
Таким образом провод AC – 7011 по условиям короны проходит.
Токоведущие части от выводов 110кВ блочного трансформатора до сборных шин.
Выполняют гибкими проводами.
Сечение выбираем по экономической плотности тока Jэ при Tмакс=729108ч для неизолированного алюминевого
Проверяем провод по допустимому току:
Проверку на термическое действие не производим.
где m=082 – коэффициент учитывающий шероховатость; ro=76мм.
Таким образом провод AC – 12019 по условиям короны проходит.
Выбор сборных шин 35кВ.
Принимаем провод AC – 12019; d=152мм; Токовая нагрузка 390А; Iдоп=390А.
Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 200 см . Проверка на термическое действие не производится так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Токоведущие части от выводов 35кВ блочного трансформатора до сборных шин.
Сечение выбираем по экономической плотности тока Jэ при Tмакс=6279 ч для неизолированного алюминевого
где m=082 – коэффициент учитывающий шероховатость; ro=133мм.
Таким образом провод AC – 40022 по условиям короны проходит.
Выбор токоведущих частей от выводов генератора до трансформатора.
Токоведущие части выполняем шинным мостом из жестких голых алюминевых шин.
Выбор производится по допустимому току.
Наибольший ток в цепи генератора (послеаварийный режим):
Принимаем шины коробчатого сечения алюминивые .
Сечение одной шины =1370;
Момент сопротивления :
двух сращенных шин:
допустимые токи на две шины = 4640А.
Проверка шинного моста на термическую стойкость:
тогда тепловой импульс
Минимальное сечение по условию термической стойкости:
шины термически стойкие так как qмин. меньше выбранного сечения.
Проверка шинного моста на механическую прочность.
Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции поэтому расчет производится без учета колеба-
тельного процесса в механических конструкциях.
Принимаем что швеллер шин соединен жестко по всей длине сварным швом тогда момент сопротивдения
При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника напряжение в материале шин от взаимодей- ствия между фазами:
где l=2м а – расстояние между фазами а=08м.
поэтому шины механически прочные ОНСУ – 10 – 300
Выбираем опорные изоляторы
Разрушающая нагрузка:
Высота изолятора: H=302мм;
Проверяем изолятор на механическую прочность:
Максимальная сила действующая на изгиб :
Поправка на высоту коробчатых шин:
изолятор ОНСУ – 10 – 300 не проходит по механической прочности
Изолятор опорный: КО – 10.
Высота изолятора: H=284мм;
изолятор КО – 10 проходит по механической прочности
Выбираем проходной изолятор:
ИПУ – 103150 – 125УХЛ1
Минимальное разрущающее усилие на изгиб:
Собственные нужды измерения управление и сигнализация на станции.
1.Разработка схемы собственных нужд станции.
Технологический процесс получения электроэнергии на ГЭС значительно проще чем на тепловых и атомных
электростанциях а поэтому требует значительно меньшего числа механизмов собственных нужд. В отличии от
тепловых и атомных электростанций на ГЭС отсутствуют крупные электродвигатели напряжением 6кВ поэто-
му распределение электроэнергии осуществлется на напряжении 04кВ. Питание собственных нужд производит-
ся от трансформаторов присоединенных к токопроводам генератор – трансформатор.
Потребителт собственных нужд ГЭС делятся на агрегатные(маслонасосы МНУ насосы откачки воды с крышки
турбины охлаждение главных трансформаторов и др.) и общестанционные (насосы технического водонабжения
насосы откачки воды из отсасывающих труб дренажные и пожарные насосы отопление освещение вентиляция
подемные механизмы и др.)
Схема питания собственных нужд ГЭС.
Агрегатные и общестанционные собственные нужды.
На данной ГЭС нагрузка собственных нужд невелика так как ГЭС малой мощности поэтому применяется толь-
ко одна ступень напряжения 04кВ.
Сборные шины собственных нужд секционированны нормально отключенным автоматическим выключателем
включенным в схему АВР. Мощность каждого трансформатора выбирается на половину нагрузки. Агрегатные и
общестанционные потребители собственных нужд присоединены к общим шинам 04кВ.
Выбираем трансформатор собственных нужд.
2.Выбор измерительных приборов для всех электрических цепей станции.
Амперметр в каждой фазе вольтметр
ваттметр варметр счетчик активной
энергии датчики активной и реактив- ной мощности.
Амперметр вольтметр.
Блочный транс-форматор.
Амперметр ваттметр варметр с дву-сторонней шкалой.
Со стороны питания амперметр ватт-
метр счетчик реактивной энергии.
Амперметр расчетные счетчики актив
ной и реактивной энергии на тупико- вых потребительских линиях.
Амперметр ваттметр варметр фикси-
рующий прибор используемый для оп
ределения места к.з. расчетные счетч- ики активной и реактивной энергии на
тупиковых потребительских линиях.
Вольтметр с переключением для изме
рения 3-ех междуфазных напряжений;
регистрирующие приборы: частото-
мер вольтметр; приборы синхрониза-
ции: 2-а частотомера 2-а вольтметра
синхроноскоп; осциллограф.
(1.на шинах 35кВ устанавливаются:
один вольтметр для контроля между-
фазного напряжения и один вольтметр
с переключением для измерения 3-ех
на шинах 110кВ устанавливаются по
одному осциллографу на секцию.)
Приборы измерительные показывающие
Приборы регистрирующие:
Выбор провода линии 35кВ.
Мощность приходящаяся на одну линию S=42МВт.
Сечение выбираем по экономической плотности тока: Зная Тмакс=62798ч; Jэ=1
Принимаем провод АС – 7011.
Выбор провода линии 110кВ.
Мощность приходящаяся на одну линию S=18МВт.
Сечение выбираем по экономической плотности тока: Зная Тмакс=7291083ч; Jэ=1
Принимаем провод АС – 9516.
3.Выбор измерительных трансформаторов.
Рассмотрим первое присоединение на СШ – 35.
Выбираем трансформатор напряжения:
Каталожные данные трансформатора:
Номинальное напряжение обмотки:
основной вторичнойкВ
Номинальная мощностьВА в классе точности 05:
Так как обмотки трансформатора напряжения соединены в звезду имеем мощность:
Приборы измерительные показываюшие:
Приборы измерительные регистрирующие:
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения:
Условия выбора трансформатора напряжения:
Рассмотрием второе присоединение: трансформатор тока в ЛЭП - 35
Выбираем трансформатор тока
Для наружной установки
Вариант исполнения по вто ричным обмоткам:
Нагрузка измерительной
Вторичная нагрузка трансформатора тока:
Проверка по классу точности:
Зная Rприб можем определить сечение соединительных проводов применяем кабель с алюминевыми жиламидлина
метров так как соединение обмоток трансформатора в звезду поэтому Lрасч=L;
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением
Трансформатор напряжения на СШ – 110кВ:
Основной вторичнойкВ
Трансформатор тока в ЛЭП – 110Кв и на высокой стороне трансформаторов
ТДН – 25000110 и ТДТН – 25000110:
Трансформатор тока и трансформатор напряжения для присоединения измеритель
ных приборов в цепи генератора:
Для внутренней установки
Кратность термической
Трансформатор напряжения:
Трансформатор тока в нейтрали трансформаторов силовых ТДН – 25000110 и ТДТН – 25000110: Типа:ТВТ10 – 1 – 50005
4.Выбор схемы управления и сигнализации выключателем.
Средства дистанционного управления коммутационными аппаратами необходимы при введении оперативных пе-
реключений в нормальных режимах и при ликвидации аварийных состояний. Подача управляющей команды осу-
ществляется вручную оператором или от автоматических устройств которые применяются для выполнения пере-
ключений в аварийных ситуациях(ликвидация КЗ нарушений устойчивости параллельной работы генераторов и
Действие системы управления сопровождается работой устройств сигнализации которые оперативному персона-
лу необходимую информацию о состоянии оборудования и срабатывании защиты и автоматики. Для предотвраще- ния неправильных операций предусматриваются специальные блокировки.
цепи YAG. Эту операцию выполняет своими контактами промежуточный контактор КМ обмотка которого питает-
ся от шинок управления через замыкающиеся при подаче команды на включение контакты ключа.
Электромагнит отключения YAT предназначен для освобождения защелки привода после чего выключатель от-
ключается под действием отключающих пружин. Больших усилий при этом от электромагнита не требуется он
выполняется компактным и потребляет небольшой ток. Поэтому YAT питается от шинок управления непосредстве нно через контакты ключа или реле управления.
Подача ключом ПМОВФ команды на включение выключателя осуществляется в два приема: из положения рукоят ки ''отключено'' в положение ''предварительно включено'' и из положения ''предварительно включено'' в положение
''включить''. Выполнение команды в два приема снимает вероятность ошибочных действий персонала. После пода- чи команды и освобождения рукоятки ключа она под действием механизма возврата переходит в положение ''вклю-
Обмотки электромагнитов YAG и YAT рассчитаны на кратковременное прохождение тока. Кратковременность ко
мандного импульса обеспечивается введением в цепь управления вспомогательных контактов SQ связанных с ва- лом привода выключателя и размыкающих цепь управления после вклячения SQT или отключения SQC выключате
ля. Достаточно мощные вспомогательные контакты выключателя одновременно с разрывом цепи управления обес- печивают бестоковое размыкание контактов ключа управления или реле после выполнения управляющей команды
так как эти контакты не рассчитаны на разрыв тока обмоток YAG YAT.
Блокировка от ''прыгания'' может быть выполнена с помощью специальной электрической схемы с использовани ем специального промежуточного реле KBS. Реле имеет две обмотки: последовательную KBS.1 в цепии YAT и па раллельную KBS2.
При включении выключателя на КЗ ключом управления или устройствами автоматики срабатывает релейная защи
та ланного присоединения подавая команду на отключение выключателя. Создается положение когда одновремен но существует две команды: на включение – контактами ключа или от устройства автоматического включения и на
отключение – контактами релейной защиты. Неправильная работа привода выключателя в этом случае блокируется
В данной схеме подготовительные переключения в цепях сигнализации производятся контактами ключа одновре менно с подачей команды а изменение положения выключателя фиксируется вспомогательными контактами вык
лючателя. Питание сигнальных ламп производится от тех же шинок что и питание цепей управления.
Для привлечения внимания оперативного персонала при автоматическом включении или отключении выключате
лей выполняется мигающее свечение сигнальных ламп.
Для контроля цепей управления использованы два промежуточных реле: реле положения ''включено'' KQC фикси
рующее включенное положение выключателя и контролирующее цепь отключения и реле положения ''отключено''
фиксирующее отключенное положение выключателя и контролирующее цепь включения. В цепи этих реле устанав
ливается дополнительные резисторы R для исключения ложного срабатывания контактора KM или электромагнита
отключения в случае закорачивания обмоток KQT и KQC.
Запуск сигнализации обрыва цепей управления происходит через последовательно включенные размыкающие кон
такты реле KQC и KQT. При исправном состоянии цепей управления обмотка одного реле обтекается током а дру гого обесточена. В результате цепь подачи сигнала обесточена. В случае обрыва последующей команды управления
обмотки обоих реле оказывается обесточенным и происходит запуск сигнализации.
Разработка главной схемы электрических соединений электростанции. стр.
1.Анализ задания. ..стр.
2.Выбор генератора. ..стр.
3.Обработка заданных графиков нагрузки. стр.
3.1.Суточные графики для ВН. стр.
3.2.Годовые графики для ВН. ..стр.
3.3.Суточные графики для СН. стр.
3.4.Годовые графики для СН. ..стр.
3.5.Суточные графики для СН+ВН. стр.
3.6.Годовые графики для СН+ВН. ..стр.
Разработка вариантов главной схемы первичных соединенийэлектростанций .стр.
Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор оптимального. .стр.
1.Расчет на капитальные затраты. стр.
2.Годовые эксплутационные издержки. ..стр.
Выбор токоведущих частей и аппаратов для главной схемы станции .стр.
1. Расчет токов трехфазных коротких замыканий необходимых для выбора ап
паратов и токоведущих частей. ..стр.
Выбор токоведущих частей и коммутационного оборудования в главной схеме электрических соединений станции. ..стр.
1. Выбор выключателей. стр.
2.Выбор разединителей. стр.
3.Выбор токоведущих частей. стр.
Собственные нужды измерения управление и сигнализация на станции. ..стр.
1. Разработка схемы собственных нужд станции. стр.
2.Выбор измерительных приборов для всех электрических цепей станции.
3. Выбор измерительных трансформаторов. .стр.
4. Выбор схемы управления и сигнализации выключателем. .стр.
Рожкова Л. Д. Козулин В. С. ''Электрооборудование станций и подстанций:
Учебник для техникумов. – 3-е изд. перераб. и доп. – М.:Энергоатомиздат1987г.
А. А. Васильев И. П. Крючков Е. Ф. Наяшков идр.; Под ред. А. А. Васильева.-
”Электрическая часть станции и подстанции:Учеб. для вузов 2-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1990г.
Неклипаев Б. Н. Крючков И. П.”Электрическая часть электростанций и подстан ций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб.
пособие для вузов. 4-е. изд. перераб. и доп. – М.:Энергоатомиздат1989г.
Электростанциями называются предприятия или установки предназначенные для производства электроэнергии.
По особенностям основного технологического процесса преобразования энергии и ввиду используемого энергетического ресурса электростанции подразделяют на
тепловые (ТЭЦ) атомные (АЭС) гидроэлектростанции (ГЭС) гидроаккамулирую щие (ГАЭС) газотурбинные (ГТУ) и др.
Мощность электрических станций различного типа зависит от наличия и разме щения на территории страны теплоэнергетических и гидроэнергетических ресур сов их технико-экономических характеристик включая затраты на транспорт топ
лива и от технико-экономических показателей станций.
При сооружении ГЭС обычно преследуют цель: выработки электроэнергии улуч
шения условий судоходства по реке и орошения земель. ГЭС обычно имеют водо
хранилище позволяющее аккамулировать воду и регулировать ее расход и следо
вательно рабочую мощность станции так чтобы обеспечить наивыгоднейший ре
жим для энергосистемы в целом.
Процесс регулирования заключается в следующем. В течении некоторого време ни когда нагрузка энергосистемы мала гидроэлектростанция расходует воду в ко личестве меньшем естественного притока. При этом вода накапливается в водо хранилище а рабочая мощность станции относительно мала. В другое время ког да нагрузка системы велика гидроэлектростанция расходует воду в количестве превыщающем естественный приток. При этом вода расходуется вода накоплен
ная в водохранилище а рабочая мощность станции увеличивается до максималь ной. В зависимости от объема водохранилища период регулирования или время
необходимое для наполнения и срабатывания водохранилища может составлять
сутки неделю несколько месяцев и более. В течении этого времени гидроэлектро
станции может израсходовать строго определенное количество воды определяе мое естественным притоком.
При совместной работе гидроэлекторстанции с тепловыми и атомными станция
ми нагрузку энергосистемы распределяют между ними так чтобы при заданном
расходе воды в течении рассматриваемого периода обеспечить спрос на электри
ческую энергию с минимальными расходами топлива в системе.Опыт эксплуата
ции энергосистем показывает что в течение большой части года гидроэлектро
станции целесобразно использовать в пиковом режиме.Это означает что в тече нии суток рабочая мощность гидроэлектростанции должна изменятся в широких
пределах – от минимальной в часы когда нагрузка энергосистемы мала до мак
симальной в часы наибольшей нагрузки системы.При таком использовании гидро
электростанции нагрузка тепловых станций выравнивается и работа их становится
Работа гидроэлектростанций характеризуется частыми пусками и остановками
агрегатов быстрым изменением рабочей мощности от нуля до номинальной.Гид
равлические турбины по своей природе приспособлены к такому режиму.Для гид рогенераторов этот режим также приемлем так как в отличие от паротурбинных
генераторов осевая длина длина гидрогенератора относительно мала и температур
ные деформации стержней обмотки проявляются меньше.Процесс пуска гидроген
ратора и набора мощности полностью автоматизирован и требует всего несколько
минут.Продолжительность использования установленной мощности гидроэлектро
станций как правило меньше чем тепловых электростанций.Она составляет 1500 –3000 ч для пиковых станций и до 5000-6000ч для базовых.Удельная стоимость гидростанции выше удельной стоимости тепловой станции той же мощности вследствие большого объема строительных работ.Время сооружения гидроэлектро станции также больше времени сооружения тепловой станции.Однако себесто имость электроэнергии вырабатываемой гидроэлектростанциями значительно ни
же себестоимости энергии тепловых станций так как в состав эксплутационных
расходов не входит стоимость топлива.
Гидроэлектростанции целесообразно строить на горных и полугорных реках.На
равнинных реках их сооружение млжет приводить к затоплению больших площа
дей пойменных лугов и пахотных земель лесов снижению рыбных запасов и дру гим последствиям.
Первичными двигателями на ГЭС являются гидротурбины которые приводят во
вращение синхронные гидрогенераторы.Мощность развиваемая гидроагрегатом пропорциональна напору H и расходу воды Q то есть
Таким образом мощность ГЭС определяется расходом и напором воды.На ГЭС как правило напор воды создается плотиной.Водное пространство перед плотиной
называется верхним бьефом а ниже плотины – нижним бьефом.Разность уровней
верхнего и нижнего бьефа определяет напор H.
В электрической части ГЭС во многом подобны конденсационным электростан циям.Как и КЭС гидроэлектростанции обычно удалены от центров так как место
их строительства определяется в основном природными условиями.Поэтому элек
троэнергия вырабатываемая ГЭС выдается на высоких и сверхвысоких напряже ниях (110-500кВ).Отличительной чертой ГЭС является небольшое потребление
электроэнергии на собственные нужды которое обычно в несколько раз меньше чем на ТЭС.Это объясняется отсутствием на ГЭС крупных механизмов в системе
Технология производства электроэнергии на ГЭС довольно проста и легко подает ся автоматизации.Пуск агрегата ГЭС занимает не более 50 с поэтому резерв мощ ности в энергосистеме целесобразно обеспечить именно этими агрегатами.
Коэффициент полезного действия ГЭС обычно составляет около 85-90%.

КУРСОВ~2.DWG

DRAWING2.DWG

КУРСОВ~1.DWG

ВЫКЛ.DOC

Средства дистанционного управления коммутационными аппаратами необходимы при введении оперативных переключений в нормальных режимах и при ликвидации аварийных состояний. Подача управляющей команды осуществляется вручную оператором или от автоматических устройств которые применяются для выполнения переключений в аварийных ситуациях(ликвидация КЗ нарушений устойчивости параллельной работы генераторов и т.п.)
Действие системы управления сопровождается работой устройств сигнализации которые оперативному персоналу необходимую информацию о состоянии оборудования и срабатывании защиты и автоматики. Для предотвращения неправильных операций предусматриваются специальные блокировки.
цепи YAG. Эту операцию выполняет своими контактами промежуточный контактор КМ обмотка которого питается от шинок управления через замыкающиеся при подаче команды на включение контакты ключа.
Электромагнит отключения YAT предназначен для освобождения защелки привода после чего выключатель отключается под действием отключающих пружин. Больших усилий при этом от электромагнита не требуется он выполняется компактным и потребляет небольшой ток. Поэтому YAT питается от шинок управления непосредственно через контакты ключа или реле управления.
Подача ключом ПМОВФ команды на включение выключателя осуществляется в два приема: из положения рукоятки ''отключено'' в положение ''предварительно включено'' и из положения ''предварительно включено'' в положение ''включить''. Выполнение команды в два приема снимает вероятность ошибочных действий персонала. После подачи команды и освобождения рукоятки ключа она под действием механизма возврата переходит в положение ''включено''.
Обмотки электромагнитов YAG и YAT рассчитаны на кратковременное прохождение тока. Кратковременность командного импульса обеспечивается введением в цепь управления вспомогательных контактов SQ связанных с валом привода выключателя и размыкающих цепь управления после включения SQT или отключения SQC выключателя. Достаточно мощные вспомогательные контакты выключателя одновременно с разрывом цепи управления обеспечивают безтоковое размыкание контактов ключа управления или реле после выполнения управляющей команды
так как эти контакты не рассчитаны на разрыв тока обмоток YAG YAT.
Блокировка от ''прыганья'' может быть выполнена с помощью специальной электрической схемы с использованием специального промежуточного реле KBS. Реле имеет две обмотки: последовательную KBS.1 в цепи YAT и параллельную KBS2.
При включении выключателя на КЗ ключом управления или устройствами автоматики срабатывает релейная защита подавая команду на отключение выключателя. Создается положение когда одновременно существует две команды: на включение – контактами ключа или от устройства автоматического включения и на отключение – контактами релейной защиты. Неправильная работа привода выключателя в этом случае блокируется с помощью реле KBS.
В данной схеме подготовительные переключения в цепях сигнализации производятся контактами ключа одновременно с подачей команды а изменение положения выключателя фиксируется вспомогательными контактами выключателя. Питание сигнальных ламп производится от тех же шинок что и питание цепей управления.
Для привлечения внимания оперативного персонала при автоматическом включении или отключении выключателей выполняется мигающее свечение сигнальных ламп.
Для контроля цепей управления использованы два промежуточных реле: реле положения ''включено'' KQC фиксирующее включенное положение выключателя и контролирующее цепь отключения и реле положения ''отключено'' фиксирующее отключенное положение выключателя и контролирующее цепь включения. В цепи этих реле устанавливается дополнительные резисторы R для исключения ложного срабатывания контактора KM или электромагнита отключения в случае закорачивания обмоток KQT и KQC.
Запуск сигнализации обрыва цепей управления происходит через последовательно включенные размыкающие контакты реле KQC и KQT. При исправном состоянии цепей управления обмотка одного реле обтекается током а другого обесточена. В результате цепь подачи сигнала обесточена. В случае обрыва последующей команды управления обмотки обоих реле оказывается обесточенным и происходит запуск сигнализации.

СХЕМАУправ1.DWG

СОДЕРЖ.DOC

Разработка главной схемы электрических соединений электростанции.
Обработка графиков нагрузки
Расчёт технико – экономических показателей определяемых из графиков нагрузки.
Главные схемы соединений электростанции.
Разработка вариантов главных схем соединения электростанции
Главные схемы соединения электростанции.
Выбор трансформаторов.
Технико-экономическое сравнение вариантов.
Расчёт капитальных затрат.
Расчёт потерь в трансформаторах.
Расчёт годовых эксплуатационных издержек.
Выбор токоведущих частей и аппаратов для главной схемы станции.
Расчет токов трехфазных коротких замыканий.
Выбор коммутационных аппаратов и токоведущих частей в главной схеме электрических соединений станции.
Выбор разъединителей.
Выбор токоведущих чатей.
Собственные нужды измерения управление и сигнализация на станции.
Эскиз схемы собственных нужд электростанции.
Выбор трансформатора собственных нужд.
Выбор измерительных приборов для всех электрических цепей станции.
Выбор схемы управления и сигнализации выключателем.
Задание на курсовое проектирование:
Электрическая часть ГЭС –80 МВА.
График зимних нагрузок
График летних нагрузок составляет от зимних
Связь с системой производится на напряжении
Предельная отключаемая мощность высоковольтного выключателя в начале линии связанной с системой
Выбрать схему управления выключателя ЛЭП
Выбрать средства ограничения токов КЗ
Выбрать и проверить класс точности
)Трансформатора тока в цепи ЛЭП 110 кВ
)трансформатора напряжения СШ 110 кВ
Тип и напряжения РУ для выполнения графической части проекта ОРУ – 110 кВ
Индивидуальное задание
Коэффициент мощности эл. станции принять равным номинальной мощности нагрузки