Скачать:  1362203586_kursach-na-pechat.rar [758,51 Kb] (cкачиваний: 92)

Содержание

Аннотация. 3

Введение. 4

1 Выбор двух вариантов структурных схем.. 6

Вариант 1 6

Вариант 2. 8

2 Выбор основного оборудования. 9

Выбор генераторов. 9

2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи.. 11

3. Расчет количества линий распределительных устройств. 17

3.1. Расчёт количества линий на высокое напряжение. 17

4. Выбор схем распределительных устройств всех напряжений.. 18

5 Технико-экономическое сравнение двух вариантов. 20

6 Схема собственных нужд.. 23

Расчет токов короткого замыкания. 24

7.3 Расчет сопротивлений.. 26

8 Выбор выключателей и разъединителей.. 41

8.1 Выбор выключателей.. 41

8.2 Выбор разъединителей.. 49

Заключение. 71

Список литературы.. 72

Аннотация

         В данном курсовом проекте рассчитываем и проектируем ТЭЦ 400 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.

         На основе выбранных схем РУ была сделана полная принципиальная схема станции. 

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 генерирущих 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 но 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

 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 100 МВт каждый.

Связь между распределительными устройствами происходит через трёхобмоточные  трансформаторы связи.

Связь с энергосистемой производится через РУВН 110 кВ.

     Вариант 2

   Для второго варианта станции  устанавливаем три генератора,  мощностью по 63 МВт каждый, работающие на шины низкого напряжения. На шины высокого напряжения 110 кВ  устанавливаем один блок генератор-трансформатор мощностью генератора 220 МВт.

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

Связь с энергосистемой производится через РУВН 110 кВ.

2 Выбор основного оборудования

 Выбор генераторов

  Все генераторы выбираем серии Т3В : Т3В – 63 – 2; Т3В – 100 – 2.

  Серия турбогенераторов Т3В с полным водяным охлаждением взрыво- и пожаробезопасна, 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

 2.2. Выбор блочных трансформаторов

Условия выбора блочных трансформаторов:

• U_н,вн U_уст
• U_н,нн = U_н,г
• S_н,т S_бл.тр

Найдем реактивную мощность генератора Q, МВАр:

Q = Р ,                                                                                      

где  Р - номинальная мощность генератора, МВт. Паспортные данные.

      cos - коэффициент мощности генератора.

       Q_{нг 63}= 63 = 42,21 МВАр

       Q_{нг 100}= 100 = 67 МВАр

       Q_{нг 220}= 220 =187 МВАр       

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

       Р=,                                                                             

где n% - процентный расход на собственные нужды, зависит от вида топлива и мощности генератора, для угля n% = 8.

Р_{сн 63} =  = 5,04 МВт

Р_{сн 100} =  = 8 МВт

Р_{сн 220} =  = 17,6 МВт

Q = ,                                                                                       

Q_{сн 63} =  = 3,38 МВАр

Q_{сн 100} =  = 0,64 МВАр

Q_{сн 220} =  = 1,408 МВАр

Мощность проходящая через блочный трансформатор S, МВА:

S_бл = ,                                                                

S_{бл 63} =  = 69,76 МВА

S_{бл 110} =  = 113,43 МВА

S_{бл 220} =  = 274,6 МВА

Выбираем трансформаторы:

1. В блоке с генератором Т3В-100-2 подходит трансформатор типа ТДЦ-125000/110

1) 121 кВ > 110кВ

2) 10,5 кВ = 10,5 кВ

3) 125 МВА > 113,43 МВА

2. В блоке с генератором ТВВ-220-2 подходит трансформатор типа ТДЦ-40000/110

1) 121 кВ > 110кВ

2) 20 кВ = 15,75 кВ

3) 400 МВА > 274,6 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.св

Выбор для первого варианта структурных схем :

Определим суммарную активную мощность собственных нужд на ГРУ , МВт:

  =    ,                                                                   

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

==126 МВт

  =  = 10,08 МВт

Найдём суммарную реактивную мощность генераторов работающих на шины ГРУ :

 = ,                                                          

 =  = 94,5 МВАр

Определим суммарную реактивную мощность собственных нужд на ГРУ , МВАр                                                                                                            = ,                                                                            

 =  = 7,56 МВАр

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

P = 0,88  P,                                                                              

P = 0,88 60 = 48 МВт,

Q =  P,                                                                   

где сos - коэффициент мощности потребляемой нагрузки с шин ГРУ. 

Q = 48  =24,48 МВАр

Рассчитаем мощность проходящую через трансформаторы S, МВА:

2S_т = ,                (

2S_т =92,27 МВА,

S_т = 92,27/2 = 46,1  МВА

Выберем для первого варианта структурных схем трансформатор связи типа: ТДТН – 80000/110

• 115 кВ > 110 кВ
• 38,5 кВ > 35 кВ
• 11 кВ > 10 кВ
• 80 МВА > 46,1 МВА

Выбор для второго варианта структурных схем :

Определим суммарную активную мощность собственных нужд на ГРУ , МВт:

  =    ,                                                                  

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

==189 МВт

  =  = 15,12 МВт

Найдём суммарную реактивную мощность генераторов работающих на шины ГРУ :

 = ,                                                          

 =  =96,39 МВАр

Определим суммарную реактивную мощность собственных нужд на ГРУ , МВАр                                                                                                            = ,                                                                            

 =  = 7,7 МВАр

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

P = 0,8  P,                                                                              

P = 0,8 60 = 48 МВт,

Q =  P,                                                                   

где сos - коэффициент мощности потребляемой нагрузки с шин ГРУ. 

Q =72,16  =36,97 МВАр

Рассчитаем мощность проходящую через трансформаторы S, МВА:

2S_т = ,               

2S_т =141,3 МВА,

S_т = 141,3/2 = 70,65  МВА

Выберем для второго варианта структурных схем трансформатор связи типа: ТДТН – 125000/110

• 115 кВ > 110 кВ
• 38,5 кВ > 35 кВ
• 11 кВ > 10 кВ
• 125 МВА > 70,65 МВА

   Выбранные трансформаторы необходимо проверить в двух режимах:

  Проверка для первого варианта структурных схем:

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,                                                                   

Q_{max гру} = 60  = 30,6 МВАр

Определяем нагрузку на трансформаторе S_т, МВА:

S_т = ,                    (

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

S_т =  = 93,8 МВА

S_НТ >93,8/1,4

S_НТ >67

80>67

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:

∑Р_{нггру(n-1)} =∑Р_нггру- Р_нг63                                                                                                                        

∑Р_{нггру(n-1)}= 126 – 63 = 63 МВт

∑Q_{нггру(n-1)} = ∑Q_нггру -  Q_нг63                                                                       

 ∑Q_{нггру(n-1)} =94,5-42,21=52,29                                                                     

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

 Q_{max ср} = P_{max ср} ,                                                                   

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

Q_{max ср} = 40  = 20,4 МВАр 

Рассчитаем нагрузку на трансформаторе S_т, МВА:

S_т=,

S_т = /2 = 15,35 МВА

80 МВА > 15,35 МВА

По второму аварийному режиму трансформатор подходит

Принимаем трёхобмоточный трансформатор связи для первого варианта схем типа: ТДТН – 80000/110

Проверка для второго варианта структурных схем:

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,                                                                   

Q_{max гру} = 60  = 30,6 МВАр

Определяем нагрузку на трансформаторе S_т, МВА:

S_т = ,                   

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

S_т =  = 145,7 МВА

1,4 125 МВА 175 МВА

175>145,7

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:

∑Р_{нггру(n-1)} =∑Р_нггру- Р_нг63                                                                                                                               

∑Р_{нггру(n-1)}= 189 –63 = 126 МВт

∑Q_{нггру(n-1)} = ∑Q_нггру -  Q_нг125                                                                        

 ∑Q_{нггру(n-1)} =96395-63,75=32,64 МВАр                                                                    

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

 Q_{max ср} = P_{max ср} ,                                                                   

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

Q_{max ср} = 40  = 20,4 МВАр 

Рассчитаем нагрузку на трансформаторе S_т, МВА:

S_т=,

S_т = /2 = 13,5 МВА

125 МВА > 13,5 МВА

По второму аварийному режиму трансформатор подходит

Принимаем трёхобмоточный трансформатор связи для первого варианта схем типа: ТДТН – 40000/110

Технические данные трансформаторов

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,                                                                              

 = 5,042+83 = 34,08 МВт

Определим общее количество линий на высокое напряжение:

n_лин = ,                                                          

где  Р_ст  - активная мощность станции, МВт.

     Р_1л  - пропускная способность одной линии, МВт.      

n_лин =  = 9,82

Принимаем количество линий равное десяти.

Расчёт количества линий на среднее напряжение

n=

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

nл =  = 4

Расчет количества линий на низкое напряжение

nлин = Pmax /P1л=60/2…3=24

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

Расчет для второго варианта структурных схем :

Определим общее количество линий на высокое напряжение:

n_лин = ,                                                          

где  Р_ст  - активная мощность станции, МВт.

     Р_1л  - пропускная способность одной линии, МВт.      

n_лин =  = 9,37

Принимаем количество линий равное десяти.

4. Выбор схем распределительных устройств всех напряжений

  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 15 присоединений (3 блочных трансформатора, 2 трансформатора связи и 10  системных линий) для первого варианта и 13 присоединений (1 блочный трансформатор, 2 трансформатора связи и 10  системных линий) для второго варианта выбранных схем.

Секции шин соединены между собой нормально включенными (для выравнивания потенциалов по секциям шин) секционными выключателями.

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 5-ти (3-и линии, 2-а трансформатора связи).

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

применяются секционные  реакторы, в цепи секционного реактора предусматривается шунтирующий разъединитель, который закорачивает один из секционных реакторов в режиме вывода в ремонт одного из генераторов, чтобы уменьшить посадку напряжения на секционном реакторе.. 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.        

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.

Разница капитальных вложений в строительство ТЭЦ по вариантам

5.2 Расчет для первого варианта

Рассчитаем потери энергии на блочных трансформаторах , кВт∙ч:

 ,                                                            

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, для .

Потери в трансформаторе ТДЦ-125000/110

        кВт∙ч

Таких трансформаторов 3 шт:

*3=7260211,2 кВт ч

Потери в трансформаторе ТДЦ-80000/110

кВч

Так как трансформаторов два, то:

кВт∙ч

Определим эксплуатационные затраты , тыс.руб:

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

,                                                                                                 

где  - стоимость одного кВт∙ч   (95коп/кВт∙ч)

руб

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

,                                                                                   

 тыс.руб

 ,                                                                              

 тыс.руб

Подсчитаем затраты по варианту, тыс.руб. :

,                                                                                         

где  - нормативный коэффициент эффективности

 тыс.руб

   5.3 Расчет для второго варианта

кВт∙ч   

кВтч   

Так как трансформаторов 2 шт, то :

кВт ч 

Определим эксплуатационные затраты, по варианту 2

руб

 тыс.руб

 тыс.руб

Подсчитаем затраты по варианту, по формуле :

руб

5.4 Сравним варианты

Е==                                                                            

Так как разница составляет 3,45 %,варианты структурных схем экономически равнозначны. Для дальнейших расчетов выбираем первый вариант структурных схем.

6 Схема собственных нужд

6.1 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: 6,3 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.

Трансформаторы в блочной части выбираются по условиям:

1)

2) кВ

3)

Для генератора Т3В-110-2 принимаем трансформатор типа:  ТДНС – 16000/20

1) 10,5 кВ = 10,5 кВ

2) 6,3 кВ = 6,3 кВ

3) 16 МВА > 11 МВА

6.2 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 ГРУ 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. При этом предусматривается полусекция собственных нужд.

Трансформаторы собственных нужд в неблочной части выбираются по условиям:

1) 

2) кВ

3)

Определим мощность проходящую через трансформатор собственных нужд , МВА.

МВА 

Для генератора Т3В -100-2 выбираем трансформатор типа ТДНС-16000/35                                        

• 10,5 кВ=10,5 кВ
• 6,3 кВ=6,3 кВ
• 10 МВА > 8,02 МВА

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

Принимаем резервные ТСН: ТДНС – 16000

Резервный трансформатор подключаем к низкой обмотки трансформатора связи до выключателя.

В цепи резервного трансформатора со стороны шин предусматривается выключатель

Схема собственных нужд

.

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 S₆ = 1000 МВА.

Порядок расчета токов КЗ:

• Составляется расчетная схема;
• По расчетной схеме составляется схема замещения;
• Рассчитываются сопротивления схемы замещения;
• Рассчитываются токи.

Расчетная схема

Схема замещения.

7.3 Расчет сопротивлений

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

Секционный реактор выбирается по условиям:

• U_НОМ,LR U_УСТ;
• I_НОМ,LR I_MAX.

Рассчитаем номинальный ток цепи , кА.

 ,   

где  - номинальный ток генератора, кА. Берется из паспортных данных.

кА

По заданным условиям подходит реактор типа:

РБГ 10-2500-0,20У3

,                          

• 10кВ=10кВ;
• 2,5кА>2,16кА.

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

Рассчитаем сопротивление энергосистемы:

,                                                                               

S_Б- базисная мощность;

S_Н- мощность энергосистемы.

Рассчитаем сопротивление линий:

,    

где - удельное сопротивление 1км линии. =0,4 Ом/км; 

l- длина ЛЭП,км;

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

Рассчитаем сопротивление блочного трансформатора ТДЦ-125000/110: