Приплотинна ГЕС потужністю 2х27 МВт на річці "Т"
Особливості технологічного процесу виробництва електроенергії на ГЕС. Проектування принципових схем електричних з'єднань. Види схем та їх призначення. Електричні параметри, компонування устаткування, склад споруджень. Кошторисна вартість підстанції.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | украинский |
| Дата добавления | 23.11.2010 |
| Размер файла | 542,6 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Передмова
Тема комплексного дипломного проекту:
"Приплотинна ГЕС потужністю 2х27 МВт на річці "Т"".
Першу частину " Проектування головної схеми електричних з'єднань і вибір електроустаткування " виконав Судак А. С.
Другу частину " Проектування системи електропостачання власних потреб ГЕС " виконав Сірий Денис Анатолійович.
Третю частину " Проектування ВРП 110 кв " виконав Яхно С.А.
Зміст
- Передмова
- Реферат
- Перелік умовних позначок
- Введення
- 1. Проектування головних схем електричних з'єднань і вибір електроустаткування
- 1.1 Особливості технологічного процесу виробництва електроенергії на ГЕС
- 1.2 Електричні параметри ГЕС
- 1.3 Компонування встаткування ГЕС
- 1.4 Принципові схеми ГЕС. Состав споруджень
- 2. Схема видачі потужності в систему
- 3. Схема головних електричних з'єднань гес
- 3.1 Техніко-економічне зіставлення варіантів схем
- 3.2 Вибір варіанта схеми, що рекомендує
- 4. Вибір основного встаткування
- 4.1 Турбіна
- 4.2 Гідрогенератор
- 4.3 Підвищувальний трансформатор
- 5. Спецпитання. Особливості головних схем електричних з'єднань
- 5.1 Види схем й їхнє призначення
- 5.2 Основні вимоги до головних схем електричних з'єднань ГЕС
- 5.3 Методика вибору головних схем електричних з'єднань ГЕС
- 5.4 Основні варіанти головних схем електричних з'єднань ГЕС
- 6. Розрахунок струмів короткого замикання
- 6.1 Загальні відомості
- 6.2 Розрахунок струмів при трифазному короткому замиканні
- 7. Вибір високовольтних апаратур і струмоведучих частин
- 8. Економічна частина
- 8.1 Загальні положення
- 8.2 Визначення кошторисної вартості підстанції
- 8.3 Послідовність кошторисно-фінансового розрахунку будівництва підстанції 110/35/10 кВ
- 9. Охорона праці й навколишнього середовища
- Висновок
Реферат
Сторінок тексту - , таблиць - , малюнків - , креслень - , літературних джерел - .
У дипломному проекті розроблена схема головних електричних з'єднань, обране електроустаткування (гідротурбіна, гідроагрегат, що підвищує трансформатор, вимикачі, роз'єднувачі, вимірювальні трансформатори й струмоведучі частини).
Ціль роботи: " Проектування схеми головних електричних з'єднань і вибір електроустаткування приплотинной ГЕС потужністю 2х27 Мвт на ріці "Т"".
У спеціальній частині проекту проаналізовані особливості головних схем електричних з'єднань ГЕС.
В економічному розділі розраховані основні техніко-економічні показники ГЕС.
Перелік умовних позначок
АПВ - автоматичне повторне включення;
АУП - автоматична установка пожежогасіння;
АЕС - атомна електростанція;
ГАЭС - електростанція, що гідроакумулює;
ГЕС - гідроелектростанція;
КПД - коефіцієнт корисної дії;
КЗ - коротке замикання;
К - ковшова турбіна;
РО - радіально-осьова турбіна;
ПЛ - поворотно-лопатева турбіна;
ЛЕП - лінія електропередач;
МНУ - маслонапорная установка;
РЕПЕТУЮ - відкритий розподільний пристрій;
КРУ - комплектний розподільний пристрій;
ЗРУ - закритий розподільний пристрій;
ПБВ - перемикання без порушення;
ПТБ - правила техніки безпеки;
ПТЭЭ - правила технічної експлуатації електроустановок;
ПУЭ - правила пристрою електроустановок;
РПН - регулювання під навантаженням;
СЭС - система електропостачання;
САРТ - система автоматичного регулювання турбіни;
СПО - система виробничого навчання;
ТВЧ - струмоведучі частини;
ТЕС - теплова електростанція;
ЭДС - електрорушійна сила.
Введення
Гідроелектричні станції (ГЕС) використають енергію водотоків й є високоефективним джерелом електроенергії. Вони являють собою комплекси складних інженерних споруджень, гідросилового, електричного й механічного встаткування. Хоча основна функція ГЕС складається у виробництві електроенергії, при їхньому проектуванні враховуються інтереси й інші галузі господарства, пов'язаних з використанням водотоку: іригації, водного транспорту, водопостачання, зрошення, рибного господарства та інші.
При проектуванні, зведенні й експлуатації ГЕС виникають певні труднощі, пов'язані з тим, що параметри, компонування й конструкція споруджень ГЕС найтіснішим образом залежать від природних умов, топографічних, геологічних, гідрологічних й інших характеристик району будівництва.
Але, незважаючи ні на що, у сучасних умовах економіки України розвиток ГЕС є дуже важливим завданням, а проектування й будівництво нових станцій - раціональним й актуальним рішенням питання про генерації електричної енергії, достатньої для покриття потреб виробництва, сільськогосподарського й житло-побутового комплексу країни.
Вірний вибір головної схеми електричних з'єднань ГЕС й основного високовольтного встаткування необхідний для надійності виробництва й передачі електроенергії споживачам, а також для економії коштів.
1. Проектування головних схем електричних з'єднань і вибір електроустаткування
1.1 Особливості технологічного процесу виробництва електроенергії на ГЕС
Гідростанції як джерело електричної енергії мають істотні переваги перед тепловими й атомними. Вони використають щорічно поновлювану енергію падіння води у водотоках і не вимагають для своєї роботи витрати дорогого палива, на видобуток і транспорт якого доводиться затрачати багато, праці. У результаті цього собівартість виробництва електроенергії на ГЕС практично завжди нижче себестоимостей, одержуваних на ТЕС.
ГЕС характеризується дуже високою маневреністю, тобто здатністю швидко змінювати свою потужність відповідно до змін вимог споживачів. В аварійних умовах енергосистеми це забезпечує швидке уведення додаткових потужностей ГЕС замість електростанцій, на яких відбулася аварія або у зв'язку з аварією при електропередачі. Крім того ГЕС звичайно використають для покриття в піковій і напівпіковій частині добового графіка навантажень, де робота ТЕС й АЕС найменш ефективна.
ГЕС вимагає щодо невеликої кількості експлуатаційного персоналу, що відбивається на витратах по створенню необхідних житлових умов, що вимагають відповідних асигнувань. Більшість ГЕС являють собою спорудження комплексного призначення. Вони дозволяють розширити водний транспорт, зробити зрошення на базі водоймищ.
Важливою функцією ГЕС є регулювання повідців, що захищає більше території (у першу чергу населені пункти, промислові й сільськогосподарські об'єкти) від повеней.
У використанні гідроенергії є й свої труднощі, пов'язані з їхньою обмеженістю, розміщенням у далеких, малоосвоєних районах, відсутністю сприятливих топографічних і геологічних умов. Спорудження ГЕС часто пов'язане з необхідністю затоплення більших площ, у тому числі сільськогосподарських угідь, з дорогими роботами по перетинанню із зони затоплення населення, перенесенню підприємств і дорого, зведенню лісу.
1.2 Електричні параметри ГЕС
Рис.1.1.1 - Схема природного водотоку
Розглянемо ділянку природного водотоку між перетином 1-1 й 2-2 (рис.1.1). Припустимо, що протягом t, с., через поперечний переріз 1-1 при середній витраті води Q, м?/с., проходить обсяг води рівний
, м3 (1.1)
Припускаючи, що між перетином витрата води залишається низинним, енергію водотоку на розглянутій ділянці Эуч, Дж, можна визначити як різниця між Э1 й Э2, що представляє собою повну енергію потоку в перетинах 1-1 й 2-2, підраховану по рівнянню Бернуллі:
, (1.2)
де кожен член рівняння, ув'язнений у дужки являє собою питому енергію маси рідини, що протікає, Дж/кг;
, - геометрична висота над рівнем моря або над довільно обраною площиною порівняння, м;
, P? - тиск, Па;
, - середня швидкість, м/с;
- коефіцієнт кінетичної енергії;
- прискорення вільного падіння, м/с?;
- щільність рідини, кг/м?;
З огляду на, що в природних умовах різниця кінетичних енергій
настільки незначно, що нею можна зневажити, одержуємо:
, Дж (1.3)
де ???падіння рівня вільної поверхні водотоку в межах розглянутої ділянки, м.
Отнеся кількість енергії (Эуч); до одиниці часу, одержимо середню за час t потужність водотоку на розглянутій ділянці:
, (1.4)
Для ГЕС виділяють наступні енергетичні параметри:
Напір гідроелектростанції.
Різниця оцінок верхнього й нижнього б'єфів у ГЕС називається статичним напором, Нст, м. Для практичних розрахунків напір турбіни ГЕС (Н) виражається:
, м (1.5)
де
hпот - гідравлічні втрати (по довжині й місцеві) у що підводить водоводе.
Енергія й потужність ГЕС.
Енергія, вироблювана ГЕС (Эгэс) відповідно до формули (1.3), застосованої до схеми руху води через водоводы ГЕС, визначається:
, Дж (1.6)
Аналогічно одержуємо вираження для потужності ГЕС (відповідно до формули (1.4):
, (1.7)
де ?эн.про - КПД енергетичне встаткування ГЕС.
Беручи до уваги, що 1квт*ч = 3600 кдж формули (1.6) і (1.7) можуть бути перетворені:
, квт*ч (1.8)
, кв (1.9)
Установлена потужність ГЕС.
Визначається як сума номінальних (паспортних) потужностей установлених на ГЕС гідроагрегатів. Звичайно це відповідає максимальній потужності, що може розвивати ГЕС. Позначається Nуст
Максимальний виробіток електроенергії.
, квт*ч (1.10)
де - число годин використання встановленої потужності, ч
Коефіцієнт використання встановленої потужності ГЕС.
, (1.11)
1.3 Компонування встаткування ГЕС
Состав й загальні вимоги [1]
Комплекс технологічного встаткування, установлюваного на електростанції, повинен забезпечувати надійний виробіток електроенергії заданих параметрів з найкращими техніко-економічними показниками й забезпечувати виконання необхідних водогосподарчих функцій.
Комплекс технологічного встаткування містить у собі наступні функціональні групи:
а) гідросилове встаткування;
б) механічне встаткування;
в) допоміжне устаткування;
г) електротехнічне встаткування;
д) апаратури автоматизації, засобу керування й зв'язку;
г) засобу експлуатації, допоміжні приміщення, майстерні і їхнє встаткування, необхідні для обслуговування встаткування й споруджень.
Технологічне встаткування його компонування на об'єктах гідровузла й у будинку електростанції повинні забезпечувати:
а) надійну роботу технологічного встаткування;
б) зручність й економічність експлуатаційного обслуговування встаткування й споруджень, будинків і території;
в) механізацію ремонтних робіт, зручний доступ до встаткування для забезпечення його монтажу, демонтажу й транспортування;
г) виконання санітарно-технічних вимог;
д) запобігання неприпустимого впливу га людини вібрації, шуму, електричних і магнітних полів;
е) охорону навколишнього середовища;
ж) виконання транспортних і технологічних комунікацій;
з) виконання вимог по промисловій естетиці й архітектурі.
Для здійснення головної функції ГЕС - виробітку електроенергії, необхідні комплекси різного складного встаткування, від якого залежать ефективність і надійність експлуатації ГЕС. Компонування й взаємозв'язки різного виду встаткування будинків ГЕС представлені на (рис.1.2).
Вхідне в схему встаткування й системи зручно розділити на кілька груп. Гідросилове встаткування включає турбіни й гідрогенератори. У турбіні механічна енергія води перетвориться в механічну енергію, передану обертовому валу. Основними елементами турбіни є: частина, що підводить (турбінна камера), гідромеханічна частина (статор, що направляє апарат, робоче колесо, кришка) і частина, що відводить (отсасывающая турбіна). Залежно від напору на ГЕС установлюються радіально-осьові, поворотно-лопатеві або ковшевые турбіни.
Система автоматичного регулювання турбіни (САРТ) призначена для керування турбіною шляхом зміни відкриття напрямного апарата в радіально-осьових турбінах, що направляє апарата й лопат робочого колеса в поворотно-лопатевих турбінах, голки й дефлектора в ковшових турбінах.
САРТ включає маслонапорную установку (МНУ) для живлення маслом під тиском, колонкові керування (КУ), сервомотори (З) і сполучні мастилопроводи. За допомогою САРТ здійснюється пуск, зупинка, зміна потужності турбіни, а також автоматична підтримка заданої частоти обертання агрегату.
У гідрогенераторі механічна енергія, одержувана від турбіни, перетвориться в електричну енергію, що передається в енергосистему.
Основними частинами встановлюваних на ГЕС синхронних генераторів є: ротор, з'єднаний з валом турбіни й создающий обертове магнітне поле, і статор, в обмотках якого индуцируется змінний струм.
Система порушення (СВ) гідрогенератора повинна забезпечувати живлення обмоток ротора постійним струмом. Тому що припинення живлення приводить до миттєвого падіння до нуля видаваної електричної потужності гідрогенератора, то СВ являє собою надзвичайний відповідальний пристрій.
Для підтримки температури частин гідрогенератора на припустимому рівні необхідно постійний відвід тепла, що здійснюється системою охолодження (З). Всі застосовувані конструкції З, використають охолодження води, що забирається або з турбінного водовода, або подається насосами з нижнього б'єфа. Застосовується теплообмін повітря-вода. Комплекс, що складається з турбіни й гідрогенератора, називається гідроагрегатом або просто агрегатом ГЕС.
Електричні пристрої ГЕС. До них ставляться струмопроводи від генератора, головні силові трансформатори, виводи високої напруги, відкритий розподільний пристрій (ВРП), система власних потреб (ССН), систему контролю й керування (СКУ) і центральний пункт керування (ЦПУ).
Напруга синхронних генераторів відносно невелике й становить 10,5 - 24 кв. У цих умовах передача значної електричної потужності від генератора до трансформатора відбувається при великому значення струму, що вимагає відповідно великого перетину токопроводов, які виконуються звичайно відкритими при потужності до 100 МВА й екранованими або у вигляді спеціального кабелю при більше високій потужності.
Силові трансформатори підвищують напруги до значень, необхідного для передачі енергії на більші відстані (110-750 кв). перевага віддається трифазним трансформаторам, але при дуже великій потужності іноді застосують групу із трьох однофазних трансформаторів. Трансформатори, як правило, установлюються на відкритому повітрі (виключення становлять підземні будинки ГЕС).
Виводи високої напруги служать для передачі енергії від силових трансформаторів до РЕПЕТУЮ. У більшості випадків вони здійснюються відкритими, вільно підвішеними провідниками, однак в особливих випадках можуть застосуються маслонаполненные кабелі низького (до 200 кв) і високого (500 кв) тиску або більше сучасні кабелі типу XLPE.
ВРП призначено для розподілу вироблюваної ГЕС електроенергії між що відходять ЛЕП. Для цієї мети служать розподільні шини, роз'єднувачі й вимикачі, що захищають устаткування від коротких замикань.
1.4 Принципові схеми ГЕС. Состав споруджень
Найбільш ефективне використання енергії водотока можливо при концентрації перепадів рівнів води на порівняно короткій ділянці. Для використання падіння рік, розподілених по значній довжині водотоку, прибігають до штучного зосередження перепаду, що може бути здійснено різними способами.
До принципових схем ГЕС ставляться:
1) Гребельна схема (рис.1.3, схема I).
Створення напорупередбачає підпір рівня ріки шляхом створення
греблі. Образующееся при цьому водоймищі використається як регулююча ємність, що дозволяє періодично створювати запаси води й більш повно використати енергію водотоку.
2) Дериваційна схема (рис.1.3, схеми II, III).
Вона дозволяє одержати зосереджений перепад шляхом відводу води із природного русла по штучному водоводу. Дериваційні ГЕС використають для створення напору штучні водоводы, залежно від типу які розрізняють ГЕС із безнапірної й з напірною деривацією.
У ГЕС із безнапірною деривацією (рис.1.5) відвід води здійснюється безнапірними водоводами, наприклад відкритим каналом.
ГЕС із напірною деривацією (рис.1.6) відвід води йде по напірних трубопроводах або по водоводу у вигляді напірного тунелю.
Комбінована схема (рис.1.3, схема III).
Передбачає створення напору, посредствам використання, як гребель, так і дериваційних споруджень. По розташуванню будинку ГЕС у складі гідровузла, здійсненого за гребельною схемою, розрізняє руслові й приплотинные будинку ГЕС.
Руслові будинки ГЕС характеризуються тим, що вони входять до складу водонапірних споруджень, і сприймає тиск води з боку верхнього б'єфа (рис.1.4).
Тому що в даному дипломному проекті розглядається приплотинная ГЕС, то на її особливостях зупинимося детальніше.
Приплотинное будинок ГЕС (мал.1.7) характеризуються тим, що воно розташовується за греблею, поблизу від її. Будинок ГЕС не сприймає тиск води, тому його конструкція не ограничива5ет напір, що визначається висотою греблі. Великий вплив на компонування робить тип греблі, тому що від висоти й ширини її по підошві залежить довжина напірних водоводов і компонування будинку ГЕС.
Проектована ГЕС відповідає схема I, це найпоширеніший варіант, коли будинок ГЕС перебуває за греблею. Водоприймач розташовується у верхньому б'єфі, а інші трубопроводи проходять під греблею, у залізобетонній галереї. (вставити схеми стор.18, 19).
Состав споруджень гідровузлів:
ГЕС входить до складу гідровузла-комплексу гідротехнічних споруджень, призначених для використання водних ресурсів. До складу гідровузла входять постійні, тимчасові й допоміжні спорудження.
Постійні спорудження гідровузлів:
Водопровідні й водоскидні спорудження призначені для створення підпору й утворення водоймищ, забезпечення пропуску води, а також скидання з верхнього б'єфа льоду, сміття й промыва насосів.
Енергетичні спорудження необхідні для виробітку електроенергії й розподілу її відповідно до вимог споживачів. До них відносять водоприймальні пристрої, водоводы, будинку ГЕС із основним енергетичним устаткуванням (гідротурбіни, генератори, трансформатори), а також допоміжним механічним і підйомно-транспортним устаткуванням; РЕПЕТУЮ, що складається з комплекту електричних апаратів і з'єднань між ними.
Тимчасові спорудження необхідні тільки на період будівельних робіт і підрозділяються на:
спорудження, що забезпечують пропуск витрат води ріки під час будівництва в обхід будівельних майданчиків й їхній захист від затоплення;
виробничі підприємства для забезпечення будівництва гідровузла.
Допоміжні спорудження:
Вони призначені для забезпечення нормальної експлуатації гідровузла й створення необхідних зручностей для обслуговуючого персоналу й членів їхніх родин.
Це житлові, культурно побутові, адміністративні й господарські будинки, дороги, водопостачання, каналізації й т.п.
2. Схема видачі потужності в систему
Гідроелектростанція на ріці "Т", установленою потужністю 54 МВт (2 гідрогенератори по 2х27 МВт), видає потужність у систему на напругу 110 кв по двох ланцюговий ЛЕП-110 кв. приєднаним урізанням в існуючу ЛЕП-110 кв.
Довжина приєднання до існуючої лінії 15 км і виконується проведенням АС-185/29 на металевих оцинкованих опорах (з умов вологості).
Параметри проведення АС-185/29 [10]:
Таблиця 2.1 - Вихідні дані проведення
|
Тип |
S, мм2 |
R 1 км при 20 ос, Ом/км |
Iдоп, А |
Sс, МВА |
|
|
АС-185/29 |
185/29 |
ПРО,162 |
510 |
4750 |
Усе вище перераховані відомості передбачені завданням на проектування.
3. Схема головних електричних з'єднань гес
3.1 Техніко-економічне зіставлення варіантів схем
Головна схема електричних з'єднань електростанції - це сукупність основного електроустаткування (генератори, трансформатори, лінії), збірних шин, комутаційної й іншої первинної апаратур з усіма виконаними між ними в натурі з'єднаннями [13].
Вибір головної схеми є визначальним при проектуванні електричної частини електростанції, тому що він визначає повний состав елементів і зв'язків між ними. Обрана головна схема є вихідною при складанні принципових схем електричних з'єднань, схем власних потреб, схем вторинних з'єднань, монтажних схем і т.д.
На кресленні головні схеми зображуються в однолінійному виконанні при відключеному положенні всіх елементів установки.
У даному дипломному проекті при виборі головної схеми ГЕС ми розглянемо три варіанти схем електричних з'єднань:
схема "місток з вимикачами в ланцюгах трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів" (рис.3.1);
схема "чотирикутник" (рис.3.2);
схема "одна, секционированная вимикачем, система шин" (рис.3.3).
Схема "містка" рекомендується до застосування при потужності трансформаторів до 63 МВА включно й при необхідності секціонування ліній і збереження транзиту при ушкодженні трансформатора [8].
Схема "одна, секционированная вимикачем, система шин" застосовується, в основному, на напругу 35 кв, але з урахуванням малої кількості приєднань (чотири приєднання) і з метою знизити величину можливих витрат, ми допускаємо застосування даної схеми на напругу 110 кв.
Схема "чотирикутник" рекомендується застосовувати [8] на напругу 220 кв і вище, але тому що в даному проекті необхідно забезпечити надійність головної схеми (секціонування транзитних ліній), те ми приймаємо її до розгляду.
Техніко-економічне зіставлення варіантів схем зводиться в (табл.3.1).
Вартості осередків ВРП й величини річних витрат узяті з Довідника по проектуванню електричних систем [15] з урахуванням коефіцієнта перерахування рівного 4,5. Зазначені в (табл.3.1) показники вартості ВРП враховують вартості вимикачів, віддільників, роз'єднувачів, короткозамыкателей, трансформаторів струму й напруги, розрядників, апаратури керування, сигналізації, релейного захисту й автоматики, контрольних кабелів, ошиновки, будівельних конструкцій і фундаментів, а також відповідних будівельно-монтажних робіт.
Таким чином, після проведеного зіставлення, можна зробити наступні виводи:
1) Схема "місток" є найбільш дешевої, але при виході з ладу одного з вимикачів, губиться транзит на лінії.
2) Схема "чотирикутника" майже на 30% дорожче попереднього варіанта. Вона більше надійна, тому що зберігає транзит.
3) Схема "одна, секционированная вимикачем, система шин" дорожче першого варіанта на 54%. Крім того, можлива втрата транзиту, як й у першому випадку.
3.2 Вибір варіанта схеми, що рекомендує
На підставі проведеного техніко-економічного зіставлення варіантів схем для подальшого проектування вибираємо схему "чотирикутник", внаслідок її достатньої надійності й економічної доцільності.
У схемі "чотирикутник" вимикачі встановлюються в рассечке шин, замкнутих у кільце. Приєднання підключаються до шин між вимикачами через роз'єднувачі. Таким чином, кожне приєднання виявляється підключеним до схеми відразу через два вимикачі, які при комутаціях приєднання повинні включаться або відключатися обоє. Після аварійного відключення приєднання кільце виявиться розімкнутим, і його можна знову замкнути тільки після відключення роз'єднувача приєднання. Число вимикачів у чотирикутнику дорівнює числу приєднань, однак, завдяки розміщенню вимикачів у сторонах чотирикутника схема має всі переваги секционированной схеми. У схемі "чотирикутник" при ушкодженні одного з вимикачів з розвитком аварії губиться не більше двох приєднань. Вивід у ревізію будь-якого вимикача вимагає мінімуму операцій і може бути зроблений без порушення роботи схеми.
До недоліків схеми ставиться необхідність більше частої ревізії вимикачів, тому що будь-яке відключення короткого замикання виробляється в ній відразу двома вимикачами.
4. Вибір основного встаткування
4.1 Турбіна
У турбіні механічна енергія води перетвориться в механічну енергію, зраджувану обертовому валу. Залежно від напору, на ГЕС установлюються радіально-осьові (турбіни Френсиса), поворотно-лопатеві (турбіни Пельтона). Вид і тип гідротурбін визначається, виходячи з наступних параметрів: напору, енергетичних і кавітаціонних показників турбіни, здатності працювати з високим КПД.
Вихідні дані для вибору турбіни беруться із завдання на дипломне проектування. Вибір проводиться за умовами норм технологічного проектування ГЕС і ГАЭС [7].
Вихідні дані:
Встановлена потужність ГЕС - 54 МВт.
Розрахунковий напір - 55 м.
На даний напір ГЕС можливе застосування як радіально-осьової турбіни (у вертикальному виконанні), так і поворотно-лопатевої (у вертикальному виконанні).
Тому для вибору оптимального варіанта розглянемо обидва типи.
Таблиця 4.1 - Основні параметри гідротурбін
|
Найменування |
Варіант 1 |
Варіант 2 |
|
|
Установлена потужність ГЕС, МВт |
2х27 |
2х27 |
|
|
Кількість агрегатів, шт. |
2 |
2 |
|
|
Тип |
Радіально-осьова (РО) |
Поворотно-лопатева (ПЛ) |
|
|
Потужність. МВт |
27,69 |
27,69 |
|
|
Діаметр робочого колеса, м |
2,8 |
2,8 |
|
|
Частота обертання номінальна, про/хв |
214,3 |
300 |
|
|
КПД при розрахунковому напорі й номінальній потужності, % |
93,0 |
92,3 |
|
|
Максимальний КПД, % |
94,2 |
93,6 |
|
|
Маса, т |
135 |
150 |
Порівняння варіантів показало, що установка радіально-осьових турбін є кращою з ряду причин:
турбіни радіально-осьового типу мають меншу масу;
при однаковому з поворотно-лопатевими турбінами діаметрі робочого колеса, а отже, і розмірах будівельного блоку в плані вимагають значно меншого заглубления робітника колеса й будинки ГЕС у цілому;
радіально-осьові турбіни мають більше високий КПД, вони більше прості й надійні в експлуатації.
Однак при більшому коливанні діапазону напорів за умовою КПД може одержати перевагу тип ПЛ.
4.2 Гідрогенератор
У гідрогенераторі механічна енергія, одержувана від турбіни, перетвориться в електричну енергію, що передається в енергосистему.
Залежно від положення осі обертання розрізняють вертикальні, горизонтальні й похилі гідрогенератори. У свою чергу, вертикальні гідрогенератори підрозділяються на підвісні (рис.4.1.) і зонтичні (рис.4.2).
Вибір типу гідрогенератора визначається його частотою обертання. Тому що ротор гідрогенератора жорстко з'єднаний валом з робочим колесом турбіни, те їхня частота обертання однакова, n > 200 про/хв., тому приймаємо до установки генератор підвісного типу.
Потужність гідрогенератора залежить від КПД генератора й потужності турбіни на валу
, МВт (4.1)
МВт
де -потужність на виводах генератора.
Вибираємо гідрогенератор з наступними параметрами.
Таблиця 4.2 - Вихідні дані генератора
|
Тип |
S, МВт |
U, кв |
P, МВт |
f, Гц |
? |
cos? |
||
|
ВГС-440 |
27 |
10,5 |
0,21 |
22 |
50 |
0,975 |
0,85 |
4.3 Підвищувальний трансформатор
Головний трансформатор (блоковий) підвищує напруга до значення, необхідного для передачі енергії на більші відстані. Перевага віддається трифазним трансформаторам, але при дуже великій потужності,іноді, застосовують групи із трьох однофазних трансформаторів. Трансформатори, як правило, установлюються на відкритому повітрі.
За умовою завдання, видача потужності в систему йде на напрузі 110 кв.
Вибираємо трансформатор [10]
Таблиця 4.3 - Вихідні данні трансформатора
|
Тип |
S, МВА |
U, кВ |
Uк,% |
Рхх |
Ркз |
|
|
ТРНДС |
32 |
10,5 |
12,5 |
34 |
170 |
5. Спецпитання. Особливості головних схем електричних з'єднань
5.1 Види схем й їхнє призначення
Головна схема електричних з'єднань ЭС - це сукупність основного електроустаткування (генератори, трансформатори, лінії), збірних шин, комунікаційної й іншої первинної апаратур з усіма виконаними між ними в натурі з'єднаннями [13].
Вибір головної схеми є визначальним при проектуванні електричної частини ЭС, тому що він визначає повний состав елементів і зв'язків між ними. Обрана головна схема є вихідною при складанні принципових схем електричних з'єднань, схем власних потреб, схем вторинних з'єднань, монтажних схем і т.д.
На кресленні головні схеми зображуються в однолінійному виконанні при відключеному положенні всіх елементів установки.
В умовах експлуатації поряд із принципової головної схеми застосовуються спрощені оперативні схеми, у яких указується тільки основне встаткування. Черговий персонал кожної зміни заповнює оперативну схему й вносить у неї необхідні зміни в частині положення вимикачів і роз'єднувачів, що відбуваються під час чергування.
На повній принциповій схемі вказують всі апарати первинного ланцюга, що заземлюють ножі роз'єднувачів і віддільників, указують також типи застосовуваних апаратів. Існують також спрощені принципові схеми електричних з'єднань, на яких, на відміну від повної, не вказуються деякі апарати - трансформатори струму, напруги, розрядники.
5.2 Основні вимоги до головних схем електричних з'єднань ГЕС
При розробці головних електричних схем повинні бути визначені наступні дані [7]:
а) напруги, на яких видається енергія ЭС в енергосистему (як правило, їх повинне бути не долее двох); число й напрямки ЛЕП на кожній напрузі; потужність, передана по кожній лінії; рекомендує распределение, що, гідроагрегатів між напругами;
б) необхідність зв'язку між двома РУ підвищених напруг (за допомогою трансформаторів або автотрансформаторів), а також можливість роботи РУ різних напруг без зв'язку між ними;
в) графіки активного навантаження ЭС й участь її в загальному графіку активного навантаження енергосистеми по характерних періодах року на кожній напрузі;
г) переструми потужності між РУ різних підвищених напруг ЭС;
д) найбільша потужність, втрата якої припустима по наявності резервної потужності в енергосистемі й по пропускній здатності ЛЕП усередині системи й межсистемных зв'язків;
е) участь ЭС у покритті графіків реактивного навантаження (у тому числі в період максимуму активного навантаження енергосистеми); необхідність роботи гідроагрегатів у режимі синхронних компенсаторів, а також у режимі споживання реактивної потужності; необхідність установки шунтувальних реакторів, їхня потужність, номінальна напруга й схема приєднання; значення номінального коефіцієнта потужності гідроагрегатів за умовами роботи енергосистеми;
ж) струми к.з. по основним ЛЕП й індуктивні опори прямій і нульової послідовності енергосистеми на шинах РУ підвищених напруг для максимального й мінімального режимів навантаження енергосистеми, а також, що відновлюються напруги, на контактах вимикачів відповідного РУ;
з) необхідність установки на що відходять ЛЕП апаратів захисту від комутаційних перенапруг, що виникають на цих лініях;
и) вимоги до гідроагрегатів й іншого електроустаткування, обумовлені умовами стійкості паралельної роботи ЭС в енергосистемі (параметри порушення, індуктивне опір і механічна постійна часу) і вимоги системної противоаварийной автоматики (власний час відключення вимикачів, необхідність секціонування шин підвищеної напруги, величина відключає мощности, що, для розвантаження ЛЕП);
к) припустимі коливання напруги на шинах підвищених напруг при різних режимах роботи оборотних агрегатів ГАЭС, у тому числі при прямому пуску;
л) електрична схема, що рекомендує головна, видачі потужності.
Головна електрична схема повинна враховувати уведення агрегатів ЭС і можливість розширення РУ підвищених напруг відповідно до перспективи розширення, розвитку енергосистеми. Видача електроенергії від гідроагрегатів перших черг споруджуваної ЭС повинна передбачатися через відповідні частини постійних РУ.
Видача енергії від гідроагрегатів повинна проводитися, як правило, через трифазні підвищувальні трансформатори. У випадку відсутності в номенклатурі заводів трифазних трансформаторів необхідних параметрів або при транспортних обмеженнях допускається застосувати групу із двох трифазних трансформаторів або групи однофазних трансформаторів.
Зв'язок між двома РУ різних напруг від 110 кв і вище на ВРП ЭС виконується за допомогою автотрансформаторів, а при одній із двох напруг рівному 35 кв і нижче - за допомогою двухобмоточных або трехобмоточных трансформаторів. До обмоток нижчої напруги трансформаторів і трехобмоточных трансформаторів допускається підключати генератори. Доцільність такого підключення генераторів повинна бути обґрунтована техніко-економічним розрахунком й аналізом напруг на обмотках вищої й середньої напруг при різних режимах роботи автотрансформаторів зв'язку.
Кількість автотрансформаторів (трансформаторів) зв'язку РУ підвищених напруг, а також схеми їхніх приєднань до шин ВРП, обґрунтовуються виходячи з режиму роботи цього зв'язку й з наявності зв'язків цих напруг у мережах енергосистеми.
До підвищувальних однофазних трансформаторів резервна фаза, як правило, не передбачається. Для однофазних автотрансформаторів зв'язку ВРП різних напруг, резервна фаза повинна передбачатися при установці на ВРП тільки однієї групи автотрансформаторів. Заміна ушкодженої резервної фази повинна здійснюватися шляхом перекочування резервної фази.
Для двох груп автотрансформаторів зв'язку установка резервної фази не передбачається.
Усе автотрансформаторів і трехобмоточные трансформатори зв'язку РУ різних напруг повинні мати пристрою регулювання напруги під навантаженням на одній напрузі (ВН або СН); при необхідності регулювання напруги на двох підвищених напругах передбачається установка лінійного вольтодобавочного трансформатора.
У головних електричних схемах ЭС застосовуються наступні типи електричних блоків:
одиночний блок (генератор-трансформатор);
укрупнений блок (кілька генераторів, підключених до одного загального підвищувального трансформатора або до однієї групи однофазних трансформаторів через вимикачі й без них);
об'єднаний блок (кілька одиночних або укріплених блоків, об'єднаних між собою без вимикачів на стороні ВН підвищувальних трансформаторів).
Тип блоку вибирається на підставі техніко-економічного зіставлення доцільних варіантів з урахуванням режимів роботи ЭС, витрат на встаткування генераторної й підвищеної напруги, вартості втрат енергії в підвищувальних трансформаторах, зручностей експлуатації, конструктивно-компоновочных рішень й ін.
Можливість з'єднання всіх гідроагрегатів з підвищувальними трансформаторами в один блок або видачею всієї потужності ЭС через одну ЛЕП, повинна бути перевірена за умовами режиму роботи гідротехнічних споруджень й економічно припустимого зливу води з урахуванням тривалості заміни ушкодженого встаткування.
Вимикачі або вимикачі навантаження між генераторами й підвищувальними трансформаторами повинні встановлюватися в наступних випадках:
при підключенні гідрогенераторів до автотрансформаторів або до трехобмоточным трансформаторів;
при підключенні електричних блоків до ВРП по схемах, у яких з відключенням блоку з боку ВН змінюється схема підключення інших приєднань, що залишаються в роботі (схеми із двома системами шин з 4 вимикачами на 3 ланцюзі - схема "4/3", із двома системами шин з 3 вимикачами на 2 ланцюзі - схема "3/2", багатокутники та ін.);
в укрупнених й об'єднаних блоках, коли це необхідно по режимних умовах або за умовами пуску, зупинки й синхронізації гідроагрегатів;
в одиничних блоках, коли необхідно забезпечити роботу головного або блокового трансформаторів власних потреб при відключенні генератора.
Відмова орт установки генераторних вимикачів у зазначених блоках повинен бути обґрунтований.
Головні електричні схеми ЭС повинні задовольняти наступні умови:
відмова будь-якого вимикача (у тому числі й у період ремонту будь-якого іншого вимикача) не повинен приводити до втрати блоків сумарною потужністю більшої потужності певної в пункті (д) і тих ЛЕП (двох і більше), відключення яких може викликати порушення стійкості енергосистеми або її частин;
схеми, у яких на шини ЭС заводяться паралельні транзитні ЛЕП, відмова будь-якого вимикача схеми не повинен приводити до випадання
обох ліній транзиту одного напрямку;
відключення ЛЕП з одного кінця повинне вироблятися, як правило, не більш ніж двома вимикачами;
відключення електричного блоку може вироблятися чотирма вимикачами РУ підвищеної напруги з урахуванням секційного вимикача;
відключення автотрансформаторів і трансформаторів зв'язку РУ різних напруг повинне вироблятися не більш ніж чотирма вимикачами РУ однієї напруги й не більш ніж, шістьома вимикачами РУ двох підвищених напруг;
вивід у ремонт вимикачів лінійних приєднань і приєднань автотрансформаторів зв'язку 110 кв і вище, як правило, повинен забезпечуватися без відключення відповідного приєднання.
Для РУ ЭС напругою 110 кв і вище рекомендується до розробки наступної схеми:
При напрузі 110-220 кв:
одиночний місток;
здвоєний місток (для РУ 110 кв);
чотирикутник (для РУ 220 кв);
одна секционированная вимикачем система шин (до 10 приєднань для РУ 35 кв);
одна робоча секционированная вимикачем й обхідним вимикачами (від 7 до 10 приєднань);
два робітники й обхідна система шин (від 8 до 15 приєднань);
два робітники, секционированные вимикачами й обхідна системи шин із двома обхідними вимикачами (більше 15 приєднань).
При напрузі 330-750 кв:
с двома системами шин із твердим приєднанням блоків до них і із приєднанням ліній до шин через два вимикачі;
схеми "багатокутник""
с двома системами шин, з 4 вимикачами на 3 ланцюзі (схема "4/3"), із секціонуванням збірних шин за умовами противоаварийной автоматики;
с двома системами шин, з 3 вимикачами на 2 ланцюзі (схема "3/2"), із секціонуванням збірних шин за умовами противоаварийной автоматики;
схеми "4/3" й "3/2" із твердим приєднанням автотрансформаторів до збірних шин.
Крім схем електричних з'єднань, представлених вище, можуть застосовуватися інші схеми, що мають кращі техніко-економічні показники.
Техніко-економічним аналізом по обґрунтуванню варіанта головної електричної схеми ЭС повинні бути розглянуті оперативні й ремонтні властивості схеми, надійність безперебійного електропостачання, кількість необхідних апаратур, вартість РУ, зручність розподілу схеми противоаварийной автоматики, кількість операцій з роз'єднувачами, розмір втрат електроенергії на холостий хід трансформаторів й ін.
При виборі типів вимикачів для головної електричної схеми варто керуватися наступним:
а) вимикачі навантаження, установлювані в ланцюзі генераторів, генератор-двигун, як правило, повинне бути розраховане на відключення струму к.з. від власного генератора;
б) на ГАЭС і пікових ГЕС для включення й відключення агрегатів вимикачі або вимикачі навантаження повинні вибиратися з підвищеним ресурсом роботи, що виключає вивід агрегату з роботи для планового ремонту або ревізії вимикача (вимикача навантаження);
в) для включення (відключення) і реверсування оборотного агрегату ГАЭС можуть використатися вимикач (вимикач навантаження) або роз'єднувачі з підвищеним ресурсом роботи;
г) для напруг 110-220 кв пікових ГЕС при відсутності генераторних вимикачів, для ланцюгів, що генерують, блокових трансформаторів варто розглядати застосування вимикачів для частих комунікаційних операцій;
д) для напруг 110-220 кв варто віддавати перевагу малообъемным масляним вимикачам;
е) застосування КРУЕ 110 кв і вище визначається положеннями пункту 2.5.5 Норм технологічного проектування ГЕС і ГАЕС [7];
ж) власний час відключення вимикачів повинне задовольняти вимогам стійкості електропередачі (енергосистеми).
5.3 Методика вибору головних схем електричних з'єднань ГЕС
Вибір головних схем електричних з'єднань вироблятися на підставі техніко-економічного зіставлення варіантів схем.
Варіанти головних схем для їхнього подальшого зіставлення вибираються відповідно до рекомендацій і вимогами керівних норм, до яких ставляться "Норми технологічного проектування ГЕС і ГАЕС [7], Норми технологічного проектування підстанцій [8], Правила пристрою електроустановок [11]".
Після вибору варіантів головних схем, виробляється їхнє техніко-економічне зіставлення.
Економічним критерієм, по якому визначають найвыгоднейший варіант, є мінімум наведених витрат, тис. грн./рік, обчислених по формулі:
, (7.1)
де - дисконтна ставка (дисконтний коефіцієнт), що враховує строк окупності ГЕС, приймається рівним 0,1;
- одноразові капітальні вкладення в споруджують объекты, що;
- річні експлуатаційні витрати, у які входять норми амортизаційних відрахувань і витрати на обслуговування;
- величина очікуваного збитку, викликаного можливим порушенням нормальної роботи системи й порушенням електропостачання споживачів.
Величина очікуваного збитку враховується у випадках, коли станція займає важливе місце в системі електропостачання країни й очікуваний збиток буде значний. Для невеликих станцій, як наприклад, проектована в даному дипломі, він не враховується.
При виборі головних схем електричних з'єднань мають місце такі поняття, як "одноцільова й багатоцільова оптимізація".
Вище викладений метод техніко-економічного зіставлення, коли вибір схеми проводиться лише по одному параметрі (мінімум наведених витрат), ставиться до методів одноцільової оптимізації. У випадках, коли проектується велика станція, що грає важливу роль у СЕС країни, ураховувати при виборі головної схеми лише вартісні показники, буває недостатньо. Тоді виникає безліч показників (економічність, надійність, можливість подальшого розширення схеми й т.д.), які в різному ступені властиві різним варіантам головних схем.
Ці, що відрізняються між собою варіанти входять в, так називане, безліч Парето, і подальший вибір головних схем іде шляхом порівняння різних варіантів по їхніх основних параметрах з метою виявлення найбільш оптимального варіанта головної схеми електропостачання.
Проводити вибір по методу багатоцільової оптимізації - трудомісткий і складний процес. Тому при проектуванні намагаються звести вибір до вартісного показника, тобто до одноцільової оптимізації, якщо це можливо.
5.4 Основні варіанти головних схем електричних з'єднань ГЕС
Основні варіанти головних схем наведені нижче в (табл.7.1, 7.2, 7.3, 7.4). Схеми зображені умовно, із вказівкою тільки основного встаткування (трансформатори, високовольтні вимикачі, роз'єднувачі, реактори, вимикачі навантаження, запобіжники). Джерелом для наведених нижче схем є " Норми технічного проектування підстанцій" [8], застосування цих норм порозумівається, що ВРП ЕС є у свою чергу підстанціями СЕС. Тому перераховані в нормах умови й рекомендації для них також справедливі.
6. Розрахунок струмів короткого замикання
6.1 Загальні відомості
Короткими замиканнями (К.З.) називають усяке непередбачуване нормальними умовами роботи замикання між фазами (фазними провідниками електроустановки), замикання фаз на землю (нульове проведення) у мережах із глухими-глухими-заземленими й эффективно-заземленными нейтралями, а також виткові замикання в електричних машинах [13].
К.З. виникають при порушенні ізоляції електричних машин, ізоляцій й електромеханічних частин.
В основному, ушкодження ізоляції відбувається за рахунок старіння, неправильного обслуговування, механічних ушкоджень. Крім того, К.З. викликаються перекриттям ТВЧ тваринами й птахами; ударами блискавок; обрив ЛЕП внаслідок погодних умов, дії людей, неправильної дії персоналу.
Протікання струмів К.З. приводить до збільшення втрат електроенергії в провідниках і контактах, що викликає їхнє підвищене нагрівання. Нагрівання може прискорити старіння й руйнування ізоляції, викликати зварювання й вигоряння контактів, втрату механічної міцності шин і проводів і т.п. Провідники й апарати повинні без ушкоджень переносити протягом заданого розрахункового часу нагрівання струмами К.З., тобто повинні бути термічно стійкими.
Протікання струмів К.З. супроводжується також значними електродинамічними зусиллями між провідниками. Якщо не прийняти належних мір, під дією цих зусиль ТВЧ й їхня ізоляція можуть бути зруйновані. ТВЧ, апарати й електричні машини повинні бути сконструйовані так, щоб витримувати без ушкоджень зусилля, що виникають при К.З., тобто мати електродинамічну стійкість.
К.З. супроводжується зниженням рівня напруги в електричній мережі. Різке зниження напруги при К.З. може привести до порушення стійкості паралельної роботи генераторів і до системної аварії з більшим збиткам.
Для забезпечення надійної роботи енергосистем і запобігання ушкоджень устаткування при К.З. необхідно швидко відключати ушкоджена ділянка. До мір, що зменшують небезпека розвитку аварій, ставляться також правильний вибір апаратів за умовами К.З., застосування токоограничивающих пристроїв, вибір раціональної схеми мережі й т.п.
Розрахунок струму К.З. з урахуванням дійсних характеристик і дійсного режиму роботи всіх елементів енергосистеми, що складає з багатьох ЭС і підстанцій, досить складний. Разом з тим для рішення більшості завдань, що зустрічаються на практиці, можна ввести допущення, що спрощують розрахунки й не вносять істотних погрішностей. До таких допущень ставляться наступні [13]:
приймається, що фази ЕДС всіх генераторів не змінюються (відсутність хитання генераторів) протягом усього процесу К.З.;
не враховується насичення магнітних систем, що дозволяє вважати постійними всіх елементів короткозамкненого ланцюга;
зневажають струмами, що намагнічують, силових трансформаторів;
не враховують, крім спеціальних випадків, ємнісні провідності елементів короткозамкненого ланцюга не землю;
уважають, що трифазна система є симетричною (несиметричні К.З. розглядаються в конкретній крапці, вся інша частина схеми вважається симетричною);
зневажають активними опорами ланцюга, якщо відношення х/ч більше трьох;
наближений облік навантаження. Для того, щоб урахувати в підживленні струму К.З. масу двигунів, що харчуються те генератора, приймають: потужність двигунів узагальнюється; навантаження підключається в схемах у характерних крапках.
Зазначені допущення поряд зі спрощеннями розрахунків приводять до деякого перебільшення струмів К.З. (погрішність практичних методів розрахунку не перевищує 10%, що прийнято вважати припустимим).
6.2 Розрахунок струмів при трифазному короткому замиканні
Для того щоб зробити розрахунок кожного К.З. за вихідною схемою ділянки енергосистеми складається так називана схема заміщення, у яку кожен елемент входить зі своїми опором, а джерела показуються крапками додатка ЕДС (рис.6.2).
Тому що елементи вихідної схеми щодо крапки К.З. перебувають у різних умовах (за рівнем напруги) необхідно всі опори елементів привести до єдиної умови; до крапки К.З.
При використанні системи відносних одиниць вибирають базисні умови.
Як базисні величини приймаємо базисну потужність Sб і базисна напруга Uб.
За базисну потужність (залежно від потужностей трансформаторів у схемі) приймають 100 МВА або 1000 МВА.
Як базисна напруга приймають напругу щабля К.З. (місця К.З.).
Рис 6.1 - Розрахункова схема Рис 6.2 - Схема заміщення
Для наступного вибору й перевірки апаратур розглянемо три випадки розташування крапки К.З.
Струм К.З. на шинах 115 кв (крапка ДО1)
Базисні умови:
Sб = 100 МВА, Uб = 115кв
; кА (5.1)
= 0,502 кА
Рис.6.3 Схема заміщення при к.з. на шинах 115 кВ
Розраховуємо опору ланцюга по наступних формулах:
Опір системи:
xc = , о. е. (1.5.2)
Опір ЛЕП:
x = ; о. е
де - питомий опір ВЛЭП (0,4 Ом/км)
- середня напруга ЛЕП; кв
L - довжина лінії, км.
Опір двухобмоточного трансформатора:
xт = ; о. е (1.5.4)
Опір синхронного генератора:
xг = cos ; о. е (1.5.5)
де - сверхпереходное опір генератора =0,23.
cos =0,85.
Відповідно до вищевказаних формул расчитываем опір елементів ланцюга:
=
= =
= =
= =
Перетворимо схему:
= =
= = + =
Тому що значення ЕДС генераторів на двох кінцях галузей схеми однакові, те
= =
= + =
Схема має вигляд:
Рис 6.4 Рис 6.5
Розраховуємо значення періодичної складової струму к.з. у нульовий момент часу.
Значення періодичної складової струму к.з. від системи:
Iп0* з = =;
Iп0 з = Iп0* з = кА;
Значення періодичної складової струму к.з. від генераторів:
Iп0* сг = =;
Iп0 з = Iп0* з = кА;
де Ес - ЕДС системи, Е =1.
Есг - ЕДС генератора;
Есг = 1+ ; (5.2)
Есг = 1+ ;
Сумарне значення періодичної складової струму к.з. у нульовий момент часу на шинах 115 кв.
Iп0 У = Iп0 з + Iп0 сг = 23,905 + 0,968 = 24,873 кА
Струм к.з. на шинах 10,5 кв (крапки К2, К3)
Базисні умови:
Sб = 100 МВА, Uб = 10,5кВ
; кА (5.3)
= 5,499 кА
Відповідно до попередніх розрахунків:
=
=
=
Рис 6.6
Перетворимо схему:
= + = + 0,021
= + =
Рис 6.7
Далі перетворимо схему методом коефіцієнтів участі. Суть методу полягає в тім, що струм у місці к.з. приймається (в в.о) рівним 1 і розраховується частка участі кожного джерела в підживленні крапки к.з.
Розрахунок проводиться по наступному алгоритмі:
Розраховуємо результуючий опір
=
Розраховуємо коефіцієнт участі:
Розраховуємо загальний опір.
= + =
Розраховуємо нові опори:
Перетворена схема має вигляд:
Рис 6.8
Тому що ЕДС генераторів на кінцях галузей схеми рівні, те
=
Схема має вигляд:
Рис 6.9
Розраховуємо значення періодичної складової струму к.з. у нульовий момент часу:
Значення періодичної складової струму к.з. від системи
=
= = = 12,19 кА
Значення періодичної складової струму к.з. від генераторів
=
= = = 9,07 кА
Сумарне значення періодичної складової струму к.з у нульовий момент часу на шинах 10,5 кв
Iп0 У = Iп0 з + Iп0 сг = 12,19 + 9,07 = 21,26 кА
Найбільшим значенням струму к. з. у ланцюзі є ударне значення струму к. з. Максимальне миттєве значення повного струму наступає звичайно через 0,01з послу початку процесу к. з. воно зветься ударного струму й позначається
, кА (1.5.7)
де Ку - ударний коефіцієнт;
Ку з = 1,9; Ку г = 1,95 з (для генераторної напруги, 10 кв);
Ку = 1,8 (для 110 кв).
Розраховуємо значення ударного струму к.з.
На шинах 10 кв:
iу = ·1,95·21,26 = 58,629 кА
На шинах 110 кв
iу = ·1,8·24,874 = 63,316 кА
Всі основні розрахункові величини даного розділу вносяться в таблицю 6.1
Таблиця 6.1
|
Напруга ділянки ланцюга, кв |
Значення періодичної складової струму к.з. у нульовий момент часу, Iп0, кА |
Ударне значення струму к.з. iу, кА |
|||
|
Від системи |
Від генератора |
Сумарне |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
10,5 |
12, 19 |
9,07 |
21,26 |
58,629 |
|
|
115 |
23,905 |
0,968 |
24,873 |
63,316 |
Розрахунок однофазного к.з. не проводиться, тому що не входить у завдання. Струми однофазного к.з. можуть перевищувати значення трифазного к.з. Для зниження однофазних к.з. некомендуется разземление частини нейтрали трансформаторів.
Подобные документы
Проектування підстанції ПС3, напругою 110/10 кВ. Обгрунтування вибору схеми електричних з’єднань з вищої та нижчої сторін, прийняття рішення щодо вибору обладнання і його компонування. Класифікація підстанцій. Розрахунок струмів короткого замикання.
курсовая работа [501,2 K], добавлен 22.04.2011Дослідження принципів побудови електричних мереж. Визначення координат трансформаторної підстанції. Вибір силового трансформатора. Розрахунок денних та вечірніх активних навантажень споживачів. Вивчення основних вимог та класифікації електричних схем.
курсовая работа [370,6 K], добавлен 07.01.2015Вибір і обґрунтування схеми електричних з’єднань електричної підстанції. Розрахунок струмів короткого замикання. Вибір комутаційного обладнання та засобів захисту ізоляції від атмосферних перенапруг. Розрахунок заземлення та блискавко захисту підстанції.
курсовая работа [1,7 M], добавлен 27.04.2011Опис технологічного процесу проектування системи електропостачання машинобудівного заводу. Визначення розрахункових електричних навантажень. Вибір системи живлення електропостачання та схем розподільних пристроїв вищої напруги з урахуванням надійності.
дипломная работа [446,9 K], добавлен 21.02.2011Вибір потужностей понижуючих трансформаторів підстанції, їх навантажувальна здатність. Обгрунтування принципової електричної схеми. Розрахунок струмів короткого замикання. Компонування устаткування підстанції і конструкції розподільчих пристроїв.
курсовая работа [517,3 K], добавлен 15.03.2012Аналіз трансформаторної підстанції і її мереж на РТП 35/10 "Ломоватка", існуючих електричних навантажень. Електричні навантаження споживачів, приєднаних до існуючих мереж 10 кВ. Розрахунок необхідної потужності та вибір трансформаторів на підстанції.
курсовая работа [348,1 K], добавлен 20.03.2012Розподільні пристрої (РУ) підвищених напруг електричних станцій. Вибір генераторів і блокових трансформаторів, розподіл генераторів між РУ. Варіанти схем РУ всіх напруг, провідників. Визначення втрат електроенергії від потоків відмов елементів схем.
курсовая работа [122,7 K], добавлен 16.12.2010Визначення, основні вимоги та класифікація електричних схем. Особливості побудови мереж живлення 6–10 кВ. Визначення активних навантажень споживачів, а також сумарного реактивного і повного. Вибір та визначення координат трансформаторної підстанції.
курсовая работа [492,4 K], добавлен 28.12.2014Електродинамічні зусилля в електричних апаратах, методи розрахунку. Втрати в електричних апаратах. Теплопередача і нагрів провідників при різних режимах роботи. Електричні контакти. Відновлювана міцність та особливості горіння дуги. Вимикачі та реактори.
курс лекций [6,6 M], добавлен 05.02.2010Розробка раціонального варіанту електропостачання споживачів підстанції з дотриманням вимог ГОСТ до надійності і якості електроенергії, що відпускається споживачам. Розробка електричної схеми і компоновка підстанції, вибір основного устаткування.
курсовая работа [1,9 M], добавлен 28.05.2009
