Проектирование электрической части ТЭЦ 652 МВт
Выбор площадки для теплоэлектроцентрали. Характеристика схемы присоединения электростанции к электроэнергетической системе. Выбор количества и мощности трансформаторов и автотрансформаторов структурных схем. Расчёт параметров токов короткого замыкания.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 27.07.2014 |
| Размер файла | 4,2 M |
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.
а б
в г
Рис. 21. Потоки мощности, текущие при отключении одного блочного автотрансформатора через оставшийся в работе автотрансформатор (а), при отключении генератора блока 100 МВт, работающего на РУ 110 кВ, через автотрансформатор (б) и при отключении одного генератора 63 МВт на ГРУ через трансформаторы связи (в) и автотрансформатор (г)
Выбираем трансформаторы блоков 100 МВт (см. рис. 20 а):
.
Принимаем к установке по [16], стр. 146-160 2 трансформатора ТДЦ-125000/110 и 2 трансформатора ТДЦ-125000/220.
Выбираем трансформаторы связи. В нормальном режиме должно выполняться условие (см. рис. 20 в):
.
При отказе одного трансформатора связи должно выполняться условие (см. рис. 20 в):
.
При отключении одного генератора на ГРУ должно выполняться условие (см. рис. 21 в):
.
Поскольку трансформаторы связи могут работать как повышающие в режиме выдачи мощности на РУ 110 кВ и как понижающие при передаче мощности на ГРУ, то в качестве трансформаторов связи необходимо установить трансформаторы с РПН. Таким образом, к установке принимаем по [16], стр. 146-160 2 трансформатора ТДН-40000/110.
Выбираем блочные автотрансформаторы. Для нормального режима должны выполняться условия (см. рис. 20 б):
;
.
При выходе из строя одного параллельно работающего автотрансформатора оставшийся в работе автотрансформатор должен обеспечить переток мощности между РУ повышенного напряжения и выдачу мощности генератора (см. рис. 21 а):
;
.
При отключении блока 100 МВт, работающего на РУ 110 кВ, должны выполняться следующие условия (см. рис. 21 б):
;
.
При отключении генератора, работающего на ГРУ, перетоки мощности меньше, чем в предыдущем режиме, поэтому проверку загрузки обмоток делать не будем (см. рис. 21 г).
Принимаем к установке по [16], стр. 146-160 2 автотрансформатора АТДЦТН-200000/220/110.
Таблица 5. Трансформаторы и автотрансформаторы, принятые к установке в варианте 4 структурной схемы ТЭЦ
|
Тип |
Количество |
|
|
ТДН-40000/110 |
2 |
|
|
ТДЦ-125000/110 |
2 |
|
|
ТДЦ-125000/220 |
2 |
|
|
АТДЦТН-200000/220/110 |
2 |
2.4.5 Выбор источников питания собственных нужд
Поскольку согласно заданию на проектирование напряжение системы собственных нужд на ТЭЦ составляет 10 кВ, то для питания механизмов собственных нужд предлагается использовать реактированные отпайки от генераторов 100 МВт, имеющих номинальное напряжение 10,5 кВ.
Резервирование питания собственных нужд можно осуществить двумя путями. Резервный трансформатор (РТСН) может быть подключен к шинам ГРУ. В этом случае он будет работать как повышающий с 6 кВ на 10 кВ. Другим вариантом является присоединение РТСН к шинам РУ 110 кВ. Поскольку во втором случае РТСН будет более дорогим, чем в первом, то для резервирования питания собственных нужд принимаем трансформатор, подключенный к шинам ГРУ.
Рассчитаем ток, приходящийся на каждый источник собственных нужд:
.
Поскольку расчёт сопротивления реактора ведётся по известным значениям тока КЗ до установки реактора и уровня тока КЗ после его установки, то на данном этапе сопротивление реактора мы определить не можем. Поэтому выберем реактор по номинальному напряжению и току:
;
.
;
.
По данным условиям выбираем по [7] сдвоенные сухие реакторы РСТСТГ 10-2х1000-хххУ3 (где ххх - величина номинального сопротивления реактора, которая будет уточнена в ходе дальнейших расчётов) на номинальное напряжение 10 кВ с номинальным током 2х1000 А.
Мощность резервного трансформатора собственных нужд должна быть выбрана из условия замены наиболее мощного из рабочих источников. Мощность, приходящаяся на каждый рабочий источник собственных нужд:
.
Следовательно, по [16], стр. 130 выбираем резервный трансформатор собственных нужд ТРДНС-25000/10. От расщепления придётся отказаться, соединив обе обмотки 6 кВ параллельно. Данная схема резервирования является нестандартной, однако позволяет выполнить резерв питания собственных нужд с минимальными затратами.
2.5 Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы ТЭЦ
Для каждого варианта структурной схемы проектируемой электростанции (подстанции) определяют:
1) капиталовложения, ;
2) годовые издержки, ;
3) математическое ожидание ущерба или .
Затем на основании этих основных показателей вычисляют значение целевой функции приведенных затрат , которая дает комплексную количественную оценку экономичности и надежности сопоставляемых вариантов структурной схемы.
Если разница в вариантах менее 5%, то окончательный выбор производится по таким критериям, которые сложно оценить с точки зрения надежности и экономичности: возможность дальнейшего расширения, удобство эксплуатации и т. п.
2.5.1 Расчёт капиталовложений
Капиталовложения складываются из двух составляющих:
,
где:
- суммарная расчетная стоимость трансформаторов;
- суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей.
Разброс цен на современное электрооборудование довольно большой, поэтому сколько-либо точно определить капиталовложения будет весьма сложно, если брать за основу цены разных производителей. Поэтому технико-экономическое сравнение будем вести, используя укрупнённые показатели стоимости из [16] на 1982 год. Выключатели также будут выбираться из каталогов на 1982 год, поскольку целью технико-экономического сравнения является не разработка конкурентноспособных на настоящий момент вариантов, а сравнение стоимостных показателей вариантов и выбор наиболее оптимального с точки зрения капиталовложений, годовых издержек и показателей надёжности.
При необходимости получить капиталовложения в ценах, соответствующих нынешнему уровню, нужно капиталовложения, рассчитанные по показателям стоимости на 1981 год, умножить на коэффициент удорожания.
Для перехода к расчетной стоимости трансформатора надо заводскую стоимость умножить на коэффициент a, учитывающий затраты на доставку, строительную часть и монтажные работы от заводской стоимости трансформатора
По [16], стр. 550 определяем коэффициент a для каждого типа трансформатора и умножаем его на заводскую стоимость из [16], стр. 146-161.
Поскольку выбор выключателей можно сделать лишь на основании расчётов токов короткого замыкания, что значительно увеличило бы трудозатраты на этапе технико-экономического сравнения, то в учебном проектировании допускается выбирать выключатели лишь по номинальным параметрам. Учитывая, что стоимость выключателя мало зависит от номинального тока, можем во всех вариантах при выборе выключателей руководствоваться лишь номинальным напряжением установки. Стоимость ячеек выбираем по [16], стр. 583.
Расчёт капиталовложений будем вести только для отличающихся частей вариантов структурной схемы. Так, например, в капиталовложениях не учитываем стоимость генераторов, реакторов и резервного трансформатора для питания собственных нужд, поскольку они одинаковы во всех вариантах схем.
Расчёт капиталовложений представим в виде таблицы:
Таблица 6. Расчёт капиталовложений
.
Как видим, разница между вариантами с наибольшими и наименьшими капиталовложениями составляет менее 5%. Для дальнейшего сравнения выбираем варианты с наименьшими капиталовложениями. Это варианты 1, 2 и 3. Вариант 4 явно является неконкурентноспособным, так как при той же надёжности схемы количество трансформаторов и автотрансформаторов в нём наибольшее.
2.5.2 Расчёт ежегодных расходов
Годовые издержки производства (годовые эксплуатационные расходы) складываются из трех составляющих:
,
где:
- амортизационные отчисления (отчисления на реновацию и капитальный ремонт); - норма амортизационных отчислений за 1 год;
- издержки на обслуживание электроустановки (на текущий ремонт и зарплату персонала); - норма отчислений на обслуживание за 1 год;
- издержки, обусловленные потерями энергии в варианте проектируемой установки; - удельные затраты на возмещение потерь, ; - годовые потери энергии, .
Для силового электротехнического оборудования и РУ согласно [16], стр. 549 установлены следующие нормы отчислений:
при , ;
при , .
Амортизационные отчисления для варианта 1:
.
Амортизационные отчисления для варианта 2:
.
Амортизационные отчисления для варианта 3:
.
Определим издержки на обслуживание электроустановки.
В издержках для каждого варианта будут составляющие на обслуживание электрооборудования до 110 кВ включительно и на обслуживание электрооборудования 220 кВ.
Издержки на обслуживание электроустановки для варианта 1:
.
Издержки на обслуживание электроустановки для варианта 2:
.
Издержки на обслуживание электроустановки для варианта 3:
.
Для определения издержек из-за потерь энергии в установке, вычислим потери в трансформаторах и автотрансформаторах.
Так как на стадии проектирования подробные характеристики потребителей обычно отсутствуют, то расчет потерь энергии можно вести приближенно через время максимальных потерь ([16], стр. 546):
,
где:
- время планового ремонта трансформатора в год (согласно [16], стр. 488. Оно составляет 30 часов для трансформаторов с номинальной мощностью более 80 МВА и 28 часов для трансформаторов с номинальной мощностью 10-80 МВА);
- время наибольших потерь, определяемое через по [16], стр. 546.
.
Тогда для одноступенчатого графика .
Рассчитываем годовые потери в трансформаторах для каждого варианта. Максимальные перетоки мощности берутся для нормального режима, так как аварийные и ремонтные режимы относительно кратковременны.
Вариант 1
Для трансформатора ТДЦ-125000/110:
.
Для трансформатора ТДЦ-125000/220:
.
Для автотрансформатора АТДЦТН-125000/220/110:
; ; ; .
;
;
.
Поскольку перетоки мощности через автотрансформаторы не соответствуют режиму загрузки генераторов, а зависят ещё и от величины нагрузки для летнего и зимнего периодов, то проводить расчёт будем по графикам нагрузок для каждой обмотки. Так как при определении времени наибольших потерь не учитывалась продолжительность планового ремонта трансформатора в год, то и в данной формуле при определении переменных потерь время ремонта учитывать не будем. Тогда годовые потери электроэнергии для одного автотрансформатора (n - число автотрансформаторов):
.
Суммарные годовые потери электроэнергии для варианта 1:
.
Вариант 2
Для трансформатора ТДЦ-80000/110:
.
Для трансформатора ТДЦ-125000/110:
.
Для трансформатора ТДЦ-125000/220:
.
Для каждого автотрансформатора АТДЦТН-200000/220/110:
; ; ; .
;
;
.
.
Суммарные годовые потери электроэнергии для варианта 2:
.
Вариант 3
Для трансформаторов ТДЦ-125000/220:
.
Перетоки мощности через трансформаторы связи не соответствуют графику загрузки генераторов. Поэтому расчёт потерь будем вести по формуле, аналогичной формуле для автотрансформаторов в предыдущем варианте. Тогда для каждого из трансформаторов ТРДЦН-125000/110:
.
Для каждого автотрансформатора АТДЦТН-250000/220/110:
; ; .
.
Суммарные годовые потери электроэнергии для варианта 3:
.
Потери в реакторах для питания собственных нужд можно не учитывать, так как они одинаковы в обоих вариантах структурных схем.
Приняв по [17], стр. 79 при удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии для Сибири , определим издержки, обусловленные потерями энергии, для варианта 1:
.
Издержки, обусловленные потерями энергии, для варианта 2:
.
Издержки, обусловленные потерями энергии, для варианта 3:
.
Суммарные издержки для варианта 1:
.
Суммарные издержки для варианта 2:
.
Суммарные издержки для варианта 3:
.
2.5.3 Расчёт составляющей ущерба из-за отказа основного оборудования
При проектировании структурной схемы варьируемыми элементами являются только трансформаторы (автотрансформаторы) блоков и связей между РУ. Поэтому рассматривают отказы этих элементов и их расчетные последствия. На данном этапе принимают, что схемы всех РУ одинаковы. Так как число элементов структурной схемы относительно невелико, то таблицу расчетных связей можно не составлять.
Отказ трансформатора блока приводит к аварийной потере мощности генератора на время восстановительного ремонта трансформатора. Такие последствия будут иметь место при всех состояниях структурной схемы, за исключением ремонтного состояния блока. Соответственно среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему из-за отказов трансформатора единичного блока определяют следующим образом (если нет генераторного выключателя):
,
где:
- отношение числа часов использования установленной мощности к продолжительности года, учитывающее график работы генератора;
, - частота отказов и среднее время восстановления трансформатора (автотрансформатора);
- вероятность ремонтного состояния блока, определяемая следующим выражением:
,
где:
, , , - показатели ремонтируемого элемента.
Если генераторный выключатель есть, среднегодовой недоотпуск электроэнергии определяется, как:
,
где:
и - частота отказов и среднее время восстановления генераторного выключателя.
По [16], стр. 487-499:
Таблица 7. Показатели надёжности трансформаторов и выключателей
|
Оборудование |
, |
, |
, |
, |
|
|
Трансформаторы с Uном = 110 кВ с Sном до 80 МВА включительно |
0,014 |
70 |
0,75 |
28 |
|
|
Трансформаторы с Uном = 110 кВ с Sном >80 МВА |
0,075 |
95 |
1,0 |
30 |
|
|
Трансформаторы с Uном = 220 кВ с Sном >80 МВА |
0,025 |
60 |
1,0 |
30 |
|
|
Маломасляные выключатели 6-10 кВ |
0,009 |
20 |
0,14 |
10 |
Произведём расчёт ущерба из-за отказа оборудования для каждого варианта.
Вариант 1
Определим вероятность ремонтных режимов трансформатора ТДЦ-125000/220:
.
Вероятность ремонтных режимов трансформатора ТДЦ-125000/110:
.
Среднегодовая потеря генерирующей мощности за счёт отказа каждого из блоков 100 МВт, подключенных к РУ 220 кВ:
.
Среднегодовая потеря генерирующей мощности за счёт отказа каждого из блоков 100 МВт, подключенных к РУ 110 кВ:
.
Определим вероятность ремонтных режимов генераторного выключателя:
.
Тогда среднегодовая потеря генерирующей мощности за счёт отказа выключателя генератора 63 МВт, работающего на ГРУ:
.
При выборе автотрансформаторов связи было проверено, что выход из строя одного автотрансформатора не приведет к нарушению связи между РУ и вся необходимая мощность может быть передана на РУ 110 кВ. Таким образом, отказ одного автотрансформатора не вызовет потери генерирующей мощности и недоотпуска электроэнергии.
При всех вариантах потери генерирующей мощности дефицит мощности на шинах связи с системой не будет превышать величины аварийного резерва в 280 МВт. По этой причине ущерб от изменения частоты равен нулю. Энергоснабжение потребителей промышленного района на РУ 110 кВ и потребителей на ГРУ очень надежно, поскольку во всех аварийных и ремонтных режимах передается достаточное количество электроэнергии. Таким образом, математическим ожиданием недоотпуска электроэнергии местной нагрузке можно пренебречь.
За счёт отказа выключателей возможна потеря цепи в двухцепных линиях. Однако каждая цепь рассчитывается на передачу в послеаварийном режиме мощности, приходящейся на обе цепи в нормальном режиме. Поэтому недоотпуска электроэнергии потребителю не будет. При передаче электроэнергии по одной цепи вместо двух увеличиваются потери мощности и напряжения, однако этими факторами в курсовом проектировании пренебрегают.
Определим суммарный среднегодовой недоотпуск электрической энергии для варианта 1:
.
Вариант 2
Вероятность ремонтных режимов трансформатора ТДЦ-125000/220:
.
Вероятность ремонтных режимов трансформатора ТДЦ-125000/110:
.
Вероятность ремонтных режимов трансформатора ТДЦ-80000/110:
.
Среднегодовая потеря генерирующей мощности за счёт отказа каждого из блоков 100 МВт, подключенных к РУ 220 кВ (определена ранее):
.
Среднегодовая потеря генерирующей мощности за счёт отказа блока 100 МВт, подключенного к РУ 110 кВ (определена ранее):
.
Среднегодовая потеря генерирующей мощности за счёт отказа блока 63 МВт:
.
Среднегодовая потеря генерирующей мощности за счёт отказа выключателя генератора 63 МВт, работающего на ГРУ (определена ранее):
.
Потери генерирующей мощности и недоотпуска электроэнергии потребителям при отказе прочих элементов не будет по тем же причинам, что приведены в предыдущем варианте.
Определим суммарный среднегодовой недоотпуск электрической энергии для варианта 2:
.
Вариант 3
Среднегодовая потеря генерирующей мощности за счёт отказа каждого из блоков 100 МВт, подключенных к РУ 220 кВ, будет той же, что в предыдущем варианте:
.
Среднегодовая потеря генерирующей мощности за счёт отказа блока с автотрансформатором, будет той же, что для блока с двухобмоточным трансформатором на:
.
Среднегодовая потеря генерирующей мощности за счёт отказа выключателя генератора 63 МВт, работающего на ГРУ (определена ранее):
.
Потери генерирующей мощности и недоотпуска электроэнергии потребителям при отказе прочих элементов не будет по тем же причинам, что приведены в предыдущих вариантах.
Определим суммарный среднегодовой недоотпуск электрической энергии для варианта 3:
.
Приняв по [17], стр. 97 удельный ущерб , определим среднегодовой ущерб. Ущерб будет только от потери генерирующей мощности, так как ущерб потребителям (промышленному району на РУ 110 кВ и алюминиевому заводу на ГРУ) равен нулю, ущерб от изменения частоты также равен нулю, а косвенный ущерб (экологический, социальный и т. п.) в учебном проектировании не учитывается.
Для варианта 1:
.
Для варианта 2:
.
Для варианта 3:
.
2.5.4 Определение оптимального варианта структурной схемы ТЭЦ
Подсчитаем приведенные затраты для каждого варианта схемы по формуле:
,
где:
К - капиталовложения, тыс. руб.;
И - годовые издержки, тыс. руб./год;
У - годовой ущерб от потери генерирующей мощности и от недоотпуска электроэнергии потребителям, тыс. руб./год;
EН - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, 1/год. Согласно [16] стр. 545 для расчётов в электроэнергетике он равен 0,12.
Оформим результаты определения приведённых затрат в виде таблицы:
Таблица 8. Определение приведённых затрат
|
Вариант 1 |
Вариант 2 |
Вариант 3 |
||
|
Капитальные затраты К, тыс. руб. |
2823,7 |
2747,75 |
2805,6 |
|
|
Ущерб У, тыс. руб./год |
210,6 |
153,45 |
82,2 |
|
|
Годовые издержки И, тыс. руб./год |
339,272 |
336,291 |
334,194 |
|
|
Приведенные затраты З, тыс. руб./год |
888,716 |
819,471 |
753,066 |
Определим разницу в величине приведённых затрат:
.
Таким образом, разница в приведённых затратах между наиболее оптимальными вторым и третьим вариантом составляет более 5%.
Таким образом, на основании технико-экономического сравнения к дальнейшему рассмотрению принимаем вариант 3 структурной схемы.
Рис. 22. Выбранный оптимальный вариант структурной схемы ТЭЦ
2.6 Выбор схем распределительных устройств ТЭЦ с учётом ущерба от перерыва в электроснабжении и потери генерирующей мощности
2.6.1 Выбор схемы РУ 110 кВ
Распределительные устройства повышенных напряжений должны удовлетворять следующим требованиям общего характера:
1. Ремонт выключателей напряжением 110 кВ и выше должен производиться без отключения присоединения из-за высокой ответственности присоединений повышенного напряжения.
2. Отключение ВЛ должно осуществляться не более чем двумя выключателями, отключение трансформаторов - не более чем тремя выключателями.
Отказы выключателей в РУ как при нормальном, так и при ремонтном состоянии схемы не должны приводить:
а) к одновременной потере обеих параллельных транзитных линий одного направления, если учитывать повышенные требования к надёжности двухцепной связи;
б) к одновременному отключению нескольких линий, при которой нарушается устойчивость работы энергосистемы.
Применительно к электростанциям районного типа необходимо, чтобы при отказах выключателей в РУ при нормальном состоянии схемы отключалось бы не более одного блока, а при ремонтном состоянии схемы - не более двух блоков.
Электрических схем РУ повышенных напряжений много и они разнообразны. Однако перебор всех существующих схем электрических соединений нерационален. В зависимости от исходных условий можно примерно очертить группу электрических схем, в пределах которой следует в свою очередь намечать конкурентоспособные варианты решений.
Для начала определимся с выбором типа РУ. Закрытые РУ целесообразно применять при дефиците территории для строительства, при суровых климатических условиях (крайне низкие температуры, гололёд, близость к морю и т. д.) или же при наличии в атмосфере агрессивных веществ. В остальных случаях на настоящее время более выгодным экономически является сооружение ОРУ. Поскольку на современных алюминиевых производствах применяются эффективные системы очистки дымовых газов и содержание в них агрессивных веществ, таких как соединения фтора, минимально, а кроме того расстояние, на котором будет иметь место максимальная концентрация агрессивных веществ, значительно дальше места установки ТЭЦ (см. розу ветров и ситуационный план на рисунке 1), то принимаем вариант с открытыми распределительными устройствами на 110 и 220 кВ.
Согласно заданию на проектирование, необходимо разработать схему ОРУ 110 кВ. Выбор оптимальной схемы ОРУ проводится на основании технико-экономического сравнения вариантов схем с учётом ущерба от потери генерирующей мощности и недоотпуска электроэнергии потребителям.
Для определения ущерба от отказа выключателей необходимо провести анализ двух схем с помощью таблично-логического метода. Этот метод предполагает поочерёдное целенаправленное (только для расчётных аварийных ситуаций) рассмотрение отказов элементов электроустановки с выявлением их последствий в нормальном и аварийных состояниях. Расчёт ведут в табличной форме. По вертикали фиксируется ряд учитываемых элементов (i-й ряд), а по горизонтали - ряд расчётных нормальных и ремонтных режимов (j-й ряд).
Вариант 1. Схема с двумя несекционированными системами сборных шин с одним шиносоединительным выключателем и с обходной системой шин.
Рис. 23. Вариант 1 схемы ОРУ 110 кВ
Нормально обе системы шин находятся под напряжением, и шиносоединительный выключатель включен. Питающие элементы и линии поровну распределяются между системами шин.
Для анализа составляем таблицу, характеризующую потери генерирующих мощностей в нормальном режиме и при ремонте одного выключателя и одновременном отказе другого. При отказе выключателя ущерб рассматривается для системы и для потребителя (нагрузки). Установим, что за 1СШ закреплены T3, T5, W1, W3, W5, а за 2СШ закреплены T4, T6, W2, W4, W6.
Таблица 9. Таблица расчётных связей для варианта 1 схемы ОРУ 110 кВ
Примечание. По горизонтали указаны выключатели, выведенные в плановый ремонт, а по вертикали - отказ которых рассматривается. В клетках таблицы указывается потерянный элемент и время, на которое он потерян (tоп - на период оперативных переключений (1 час); tр - время ремонта (45 часов)).
Вариант 2. Схема с двумя несекционированными системами сборных шин с двумя последовательными шиносоединительными выключателями и с обходной системой шин
Рис. 24. Вариант 2 схемы ОРУ 110 кВ
Следует заметить, что схема с двумя последовательными шиносоединительными выключателями обычно применяется при нечётном числе трансформаторов или линий. Присоединение трансформатора (автотрансформатора) или линии через развилку из двух выключателей уменьшает вероятность потери генерирующей мощности, делает связь между РУ более надёжной (в случае с автотрансформаторами) или же уменьшает вероятность недоотпуска электроэнергии потребителям (если через развилку подключается линия, питающая особо ответственную нагрузку). В нашем же случае число присоединений чётное, поэтому распределение нагрузок между системами шин при таком варианте будет неравномерным. Однако в целях учебного проектирования рассмотрим такую схему. Через развилку присоединим один из блочных автотрансформаторов.
Нормально обе системы шин находятся под напряжением, и шиносоединительные выключатели включены. Установим, что за 1СШ закреплены T3, T5, W1, W3, W5, а за 2СШ закреплены T6, W2, W4, W6. Автотрансформатор T4 нормально подключен к обеим системам шин.
Таблица 10. Таблица расчётных связей для варианта 2 схемы ОРУ 110 кВ
Следует особо оговорить случаи, когда происходит потеря генерирующей мощности и недоотпуск электроэнергии потребителю. При отключении блочных автотрансформаторов T3 и T4 потери генерирующей мощности не происходит, поскольку в таком случае вся избыточная мощность будет передаваться в систему.
При одновременной потере автотрансформаторов возникает недоотпуск электроэнергии потребителю, поскольку мощности, выдаваемой через трансформаторы связи с ГРУ, недостаточно для покрытия нагрузки на ОРУ 110 кВ. При одновременной потере двух трансформаторов связи недоотпуска электроэнергии потребителю не будет, так как необходимая мощность может быть передана на ОРУ 110 кВ через два работающих автотрансформатора с их перегрузкой в допустимых пределах.
Потеря одной цепи из пар W1-W2, W3-W4 и W5-W6 (пусть даже одновременная потеря цепи в каждой паре) не приведёт к недоотпуску электроэнергии, поскольку при обрыве одной цепи в двухцепной линии вторая может передать мощность, приходящуюся на две цепи. Очевидно, что при передаче электроэнергии по одной цепи вместо двух возрастут потери электроэнергии в линиях, что также должно учитываться при определении ущерба. Однако в учебном проектировании, как уже было сказано ранее, данная составляющая не учитывается.
Расчёт ущерба
Согласно [], для выключателей 110 кВ определены следующие показатели надёжности:
; ; ; .
Определим вероятность ремонтных режимов для каждого выключателя:
.
Тогда вероятность нормальных режимов для варианта 1:
,
а для варианта 2:
.
В таблицах выше время оперативных переключений определяется как:
(в таблицах обозначено как - время всех операций),
- время оперативных переключений;
- время пуска энергоблока из горячего состояния для ТЭЦ.
Число часов использования установленной мощности станции определено ранее и составляет .
Потеря генерирующей мощности в год из-за отказов выключателей во время нормального режима определяется по формуле:
.
Потеря генерирующей мощности в год из-за отказов выключателей во время ремонтного режима определяется по формуле:
.
Недоотпуск электроэнергии потребителю определяется по аналогичной формуле:
.
Как видим, для определения недоотпуска в нормальном и ремонтном режимах в формулу вводится соответствующая вероятность режима по аналогии с формулами для потерь генерирующей мощности при отказе трансформаторов в предыдущем пункте курсового проекта.
Для схемы варианта 1 определим потери генерирующей мощности:
Таблица 11. Потери генерирующей мощности в нормальном и ремонтных режимах для варианта 1 схемы ОРУ 110 кВ
|
Потеря генерирующей мощности в нормальном режиме |
Потеря генерирующей мощности в ремонтном режиме |
||
|
Q1 |
|||
|
Q2 |
|||
|
Q3 |
|||
|
Q4 |
|||
|
Q5 |
|||
|
Q6 |
|||
|
Q7 |
|||
|
Q8 |
|||
|
Q9 |
|||
|
Q10 |
|||
|
QK |
|||
|
QB |
- |
Как видим, потеря генерирующей мощности в 165,022 МВт при отказе шиносоединительного выключателя связана с аварийным сбросом мощности генераторов на ГРУ при отключении двух трансформаторов связи.
Суммарные потери генерирующей мощности для варианта 1:
.
Потери генерирующей мощности для схемы варианта 2 не будет ни в одном из режимов за счёт применения двух последовательных шиносоединительных выключателей, исключающих возможность одновременного погашения всех присоединений.
Итак, суммарные потери генерирующей мощности для варианта 2:
.
При авариях со сбросом мощности 100 МВт дефицита мощности в системе не будет, так как:
.
Поэтому нарушения частоты в системе не произойдёт, следовательно, составляющую ущерба, вызванную снижением частоты, мы не рассчитываем.
Теперь определим недоотпуск электроэнергии потребителям для каждого варианта. Для варианта 1 при отказе любого выключателя кроме шиносоединительного в работе будут оставаться по одной цепи в каждой двухцепной линии, следовательно, недоотпуска электроэнергии потребителю не будет. Лишь при отказе шиносоединительного выключателя на время оперативных переключений произойдёт погашение всех линий. При этом недоотпуск электроэнергии равен:
.
Для варианта 2 недоотпуск электроэнергии отсутствует.
Теперь рассчитаем величину ущерба. Расчёт будем вести также в ценах 1982 года из тех же соображений, что и при технико-экономическом сравнении вариантов структурных схем ТЭЦ.
Удельный ущерб для энергосистемы согласно [17], стр. 97 рекомендуется принять равным 0,15 руб./(кВт•ч). Тогда ущерб для энергосистемы для варианта 1:
.
То же для варианта 2:
.
Ущерб потребителю в общем случае обусловлен расстройством технологического процесса, повреждением оборудования и поломкой инструмента, браком и порчей продукции, простоем рабочей силы предприятия. Согласно [17], стр. 99 удельный ущерб лежит в диапазоне от 0,22 до 25,7 руб./(кВт•ч). Примем удельный ущерб равным 1 руб./(кВт•ч), тогда для варианта 1:
.
Для варианта 2 ущерб от недоотпуска равен нулю.
Тогда суммарный годовой ущерб для схемы первого варианта:
.
То же для второго варианта: .
Расчёт капиталовложений
Капиталовложения складываются из двух составляющих:
,
где:
- суммарная расчетная стоимость шин;
- суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей.
Составляющая стоимости шин в обоих вариантах одинакова, поэтому при определении капиталовложений её учитывать не будем.
Выключатели для технико-экономического сравнения вариантов схем РУ также разрешается выбирать по укрупнённым показателям стоимости. Таким образом, определение капиталовложений в учебном проектировании производится без выбора выключателя по номинальному току и отключающей способности при КЗ.
Согласно [16], стр. 577 стоимость одной ячейки выключателя на ОРУ 110 кВ с двумя рабочими системами шин и обходной составляет 42,6 тыс. руб. (выключатель ВВШ-110-25/2000-У1). Тогда капиталовложения для вариантов 1 и 2:
,
Расчет издержек
Годовые издержки:
,
где
- амортизационные отчисления (отчисления на реновацию и капитальный ремонт);
- норма амортизационных отчислений за 1 год;
- издержки на обслуживание электроустановки (на текущий ремонт и зарплату персонала);
- затраты на эксплуатацию в год.
При , , по [], стр. 77. Тогда издержки для вариантов 1 и 2:
.
Расчёт приведённых затрат
Результаты расчёта сведём в следующей таблице:
Таблица 12. Определение приведённых затрат
|
Вариант 1 |
Вариант 2 |
||
|
Капитальные затраты К, тыс. руб. |
511,2 |
511,2 |
|
|
Ущерб У, тыс. руб./год |
3,129 |
0 |
|
|
Годовые издержки И, тыс. руб./год |
48,053 |
48,053 |
|
|
Приведенные затраты З, тыс. руб./год |
112,526 |
109,397 |
Определим разницу в величине приведённых затрат:
.
Таким образом, оба варианта по приведенным затратам равноценны, так как разница составляет менее 5%.
Следовательно, оценка и выбор оптимального варианта должны приводиться на основании нестоимостных показателей.
Несомненное достоинство схемы первого варианта в том, что она является типовой, проверенной в эксплуатации схемой, более удобной, чем схема второго варианта. Все присоединения в ней распределены равномерно между системами шин. Поэтому в качестве схемы РУ 110 кВ принимаем схему с двумя несекционированными системами шин с одним шиносоединительным выключателем и с обходной системой шин.
Рис. 25. Выбранная схема ОРУ 110 кВ (двойная несекционированная система сборных шин с обходной)
2.6.2 Выбор схемы РУ 220 кВ
Согласно структурной схеме (см. рис. ) по рекомендациям из [17] применяем двойную несекционированную систему сборных шин с обходной. Количество присоединений на ОРУ 220 кВ равно 8. Такое число присоединений хорошо подходит для схемы данного типа и позволяет равномерно распределить присоединения трансформаторов и линий между системами шин.
Рис. 26. Выбранная схема ОРУ 220 кВ (двойная несекционированная система сборных шин с обходной)
2.6.3 Выбор схемы ГРУ 6 кВ
На ГРУ в соответствии с тем, что ранее были выбраны трансформаторы с расщеплённой обмоткой НН, применяем одинарную систему сборных шин с попарным секционированием.
Рис. 27. Выбранная схема ГРУ 6 кВ (одинарная система сборных шин с попарным секционированием)
Произведём выбор секционных реакторов для ограничения токов короткого замыкания в зоне сборных шин, присоединений генераторов и автотрансформаторов. В общем случае установка секционных реакторов должна обосновываться после технико-экономического сравнения вариантов главных схем без реакторов и с реакторами. Однако в курсовом проектировании такой задачи не ставится. Принимается, что на ГРУ необходима установка секционных реакторов. Согласно [5], стр. 165 для секционных реакторов обычно принимают , а сопротивление по [23], стр. 148 выбирают максимально возможным из указанных в каталоге для намеченного типа реактора. Задав сопротивление реактора, рассчитывают ток КЗ на шинах установки. Если ток окажется больше ожидаемого, следует изменить сопротивление реактора и повторить расчёт.
Номинальный ток генератора Т3В-63-2У3 по [11] равен 7210 А. Тогда примем:
.
По [16], стр. 338-354 наибольший номинальный ток серийно выпускаемых одинарных реакторов при их естественном охлаждении составляет 4000 А, что меньше необходимого. По этой причине для установки применяем реакторы РБДГ 10-4000-0,18У3 с принудительным воздушным охлаждением на напряжение 10 кВ с индуктивным сопротивлением 0,18 Ом, имеющего при естественном охлаждении номинальный ток 4000 А. Обдувка реакторов воздухом с помощью вентиляторов позволит увеличить значение номинального тока до необходимого.
Проверяем выбранный реактор на потерю напряжения в нормальном режиме:
.
Потеря напряжения меньше 5%, следовательно, выбранный реактор пригоден к установке.
3. Расчёт токов короткого замыкания
3.1 Постановка задачи (цель и объём расчёта, вид КЗ)
Для выбора электрооборудования, аппаратов, шин, кабелей, токоограничивающих реакторов и т. д., а также для выбора и проверки уставок релейной защиты и автоматики необходимо знать токи короткого замыкания. Коротким замыканием (КЗ) называют всякое непредусмотренное нормальными условиями работы замыкание между фазами, а в системах с заземленными нейтралями - также замыкание одной или нескольких фаз на землю (или на нулевой провод).
КЗ возникают при нарушении изоляции электрических цепей. Протекание токов КЗ приводит к увеличению потерь электроэнергии в проводниках и контактах, что вызывает их повышенный нагрев. Проводники и контакты должны быть термически стойкими, то есть без повреждений переносить в течение заданного времени нагрев токами КЗ. Протекание токов КЗ сопровождается также значительными электродинамическими усилиями между проводниками. Токоведущие части, аппараты и электрические машины должны быть сконструированы так, чтобы выдержать без повреждений усилия, возникающие при протекании токов КЗ, то есть обладать электродинамической стойкостью. Для обеспечения надежной работы и предотвращения повреждения оборудования при КЗ необходимо быстро отключать поврежденный участок.
В соответствии с [18] в качестве расчетного вида короткого замыкания следует принимать:
· для определения электродинамической стойкости аппаратов и жестких шин с относящимися к ним поддерживающими и опорными конструкциями - трехфазное КЗ;
· для определения термической стойкости аппаратов и проводников - трехфазное КЗ;
· для выбора аппаратов по коммутационной способности - по большему из значений токов, получаемых для случаев трехфазного и однофазного КЗ на землю.
Стоит отметить, что в реальности ток двухфазного короткого замыкания на землю или ток однофазного короткого замыкания могут оказаться больше тока трехфазного короткого замыкания. Для проверки на коммутационную способность выбирают значение тока однофазного, двухфазного на землю или трехфазного короткого замыкания (в зависимости от того, какой ток больше). Для уменьшения токов однофазного короткого замыкания используется ряд мероприятий, таких как разземление нейтралей трансформаторов или установка дополнительных сопротивлений в нейтрали (то есть увеличение результирующего сопротивления схемы замещения нулевой последовательности). В данном курсовом проекте принимается, что данных мероприятий достаточно для того, чтобы ток однофазного короткого замыкания оказался меньше, тока трехфазного короткого замыкания. Ток двухфазного короткого замыкания не определяется по указанию преподавателя.
Поэтому достаточно определить ток трехфазного короткого замыкания в месте повреждения, а в некоторых случаях - распределение токов в ветвях схемы, непосредственно примыкающих к этому месту. При расчете определяют периодическую составляющую тока КЗ для наиболее тяжелого режима работы сети. Учет апериодической составляющей производят приближенно, допуская при этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе.
Расчет токов при трехфазном КЗ выполняют в следующем порядке:
· для рассматриваемой установки составляют расчетную схему;
· по расчетной схеме составляют электрическую схему замещения;
· путем постепенного преобразования приводят схему замещения к простому виду - так, чтобы каждый источник питания или группа источников с результирующей ЭДС были связаны с точкой КЗ одним сопротивлением ;
· определяют начальное значение периодической составляющей тока КЗ , затем ударный ток КЗ и при необходимости - периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ для заданного момента времени .
3.2 Составление расчётной схемы сети
Под расчетной схемой установки понимают упрощенную однолинейную схему электроустановки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на ток КЗ и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов. На расчетной схеме намечают точки КЗ так, чтобы аппараты и токоведущие части схемы находились в наиболее тяжелых условиях работы. На схеме ниже условно показаны одинарные реакторы вместо сдвоенных.
Рис. 28. Расчётная схема ТЭЦ для определения токов короткого замыкания
3.3 Составление схемы замещения
При составлении схемы замещения примем следующие допущения:
· При расчёте токов КЗ в точках K-1 - K-5 не будем учитывать влияние двигателей собственных нужд, так как мощность этих источников невелика и они удалены от точек КЗ, поскольку приложены за значительными сопротивлениями;
· Расчёт токов КЗ в точках K-6 и K-7 будем вести без учёта сопротивления реактора. Его сопротивление должно быть определено после расчёта токов КЗ с учётом предполагаемого к установке типа выключателя и степени ограничения токов КЗ, соответствующей его отключающей способности. Однако сопротивление реактора не должно быть чрезмерно большим, поскольку большое падение напряжение на реакторе неблагоприятно влияет на самозапуск двигателей собственных нужд;
· Нагрузка на ГРУ приложена за реакторами и за кабельными линиями, имеющими помимо большого индуктивного значительное активное сопротивление. Нагрузка, питающаяся от ОРУ 110 кВ, находится за протяжёнными линиями, также имеющими довольно большое сопротивление. Сама же нагрузка подключается в лучшем случае на напряжение 6-10 кВ (наиболее крупные двигатели), поэтому на участке от ОРУ 110 кВ до нагрузки имеется ещё и несколько трансформаций. По этим причинам столь удалённые нагрузки в схему замещения вводить не будем.
Составляем схему замещения, состоящую из ЭДС и сопротивлений. Поскольку напряжение электроустановки больше 1000 В и в ней нет кабельных линий, то в схему замещения согласно [2] войдут только индуктивные сопротивления.
Рис. 29. Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания
Расчёт будем проводить в относительных единицах. Зададимся базисными условиями для расчёта токов КЗ. Примем базисную мощность равной , а базисное напряжение основной ступени равным средненоминальному напряжению ступени, на которой находится точка K-1, то есть . Определим базисные напряжения и токи всех остальных ступеней:
, ;
, ;
, ;
,
.
Теперь рассчитываем значения параметров схемы замещения.
Расчёт ЭДС
Согласно [23], стр. 99 для турбогенераторов мощностью до 100 МВт рекомендуется принять , а для турбогенераторов мощностью от 100 до 1000 МВт - . Тогда:
;
.
Для системы согласно [23], стр. 99 . Тогда:
.
Расчёт сопротивлений
Сопротивления генераторов 100 МВт:
.
Сопротивления генераторов 63 МВт:
.
Сопротивления секционных реакторов:
.
Сопротивления трансформаторов ТДЦ-125000/220:
.
Сопротивления автотрансформаторов АТДЦТН-250000/220/110:
;
;
.
Напряжение короткого замыкания обмотки СН, имеющее отрицательное значение, в расчётах согласно [23] обычно принимают равным нулю. Тогда сопротивления обмоток автотрансформаторов:
;
;
.
Сопротивления трансформаторов ТРДЦН-125000/110:
;
.
Определяем сопротивления четырёх линий 220 кВ. Согласно [23], стр. 98 удельное сопротивление ВЛ 6-220 кВ принимается равным 0,4 Ом/км. Тогда:
.
Сопротивление электрической системы:
.
В результате расчётов получили следующую схему замещения:
Рис. 30. Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания
3.4 Расчёт параметров токов короткого замыкания (Iп0, Iпф, iу, iаф) для точки K-1
Теперь производим сворачивание схемы замещения относительно точки КЗ K-1.
Преобразование для последовательно соединённых сопротивлений (см. рис. выше):
;
;
.
Преобразуем параллельно соединённые сопротивления:
.
Преобразуем ветви с и в одну. Сопротивление и ЭДС эквивалентной ветви:
;
.
Так же для ветвей с ЭДС и :
;
.
Поскольку схема ГРУ симметричная, нагрузки распределены равномерно между секциями, то потенциалы точек a, b, c и d на схеме рис. будут одинаковыми. Одинаковыми также будут потенциалы точек e и f. Следовательно, перетоков мощности через секционные реакторы в таком режиме не будет (их можно исключить из схемы), поэтому выполним преобразование параллельно соединённых сопротивлений:
;
.
Преобразуем верви с ЭДС , , и в одну:
;
.
Сопротивления , и окажутся соединенными последовательно:
.
Преобразуем параллельные ветви с и в одну. Сопротивление и ЭДС эквивалентной ветви:
;
.
Сопротивления и окажутся соединёнными последовательно:
.
Таким образом, получим следующую эквивалентную схему при КЗ в точке K-1:
Рис. 31. Схема замещения после преобразований
Приближённо считая ЭДС источников одинаковыми, находим с помощью коэффициентов токораспределения взаимные сопротивления источников относительно точки КЗ.
Зададимся коэффициентом токораспределения в ветви с сопротивлением равным единице: .
Тогда, двигаясь от точки КЗ и осуществляя обратное преобразование схемы, находим коэффициенты токораспределения в ветвях с источниками, находящимися в различной удалённости от места КЗ:
;
.
Таким образом, коэффициенты токораспределения для всех ветвей с источниками найдены.
Взаимное сопротивление генераторов 63 МВт на ГРУ относительно точки КЗ:
.
Взаимное сопротивление генераторов блоков с автотрансформаторами относительно точки КЗ:
.
В результате получили четырёхлучевую схему замещения:
Рис. 32. Схема замещения после преобразований
Находим значения сверхпереходных токов от каждого источника:
;
;
;
.
Стоит уточнить, что токи как от генераторов, так и от системы являются величинами, приведенными к основной ступени напряжения (с целью упрощения символ над токами опущен).
Теперь определим значения ударных токов для каждой ветви. Согласно [25], стр. 110 для блока генератор-трансформатор с мощностью генератора 100 МВт ударный коэффициент равен 1,965. Для генераторов 63 МВт ударный коэффициент принимается равным 1,95. Для системы по тому же источнику примем ударный коэффициент равным 1,78. Тогда ударные токи от каждого источника:
;
;
;
.
Теперь определим действующее значение периодической и мгновенное значение апериодической составляющих тока КЗ к моменту отключения. Время отключения согласно [2] определяется как:
,
где - время действия релейной защиты, принимаемое равным 0,01 с; - собственное время отключения выключателя, зависящее от его типа. К установке на ОРУ 220 кВ будут приняты элегазовые выключатели производства ОАО "Уралэлектротяжмаш" (подробнее о выборе выключателей см. далее), у которых собственное время отключения согласно [14] составляет 0,035 с. Тогда:
.
Для генераторов периодическая составляющая тока к моменту отключения определяется по формуле:
.
Для определения по кривым из [23], стр. 113 необходимо знать электрическую удалённость точки КЗ от генератора. Удалённость определяется долей тока КЗ от генератора, отнесённой к его номинальному току, приведённому ступени напряжения, где произошло КЗ. Определим удалённость КЗ для каждого из генераторов:
;
;
.
Теперь по [23], стр. 113 для генераторов с тиристорной системой самовозбуждения для момента времени 0,045 с при найденной удалённости КЗ находим значения . Если , то принимается :
, , .
Периодические составляющие тока КЗ от генераторов к моменту расхождения контактов:
;
;
.
Для системы согласно [2] обычно принимается . Поэтому . Наконец, определяем апериодическую составляющую тока КЗ к моменту расхождения контактов. По [23] постоянные времени затухания апериодической составляющей равны: для генератора 63 МВт - 0,39 с, для генератора 100 МВт - 0,4 с. Для системы по [], стр. 110 постоянная времени равна 0,04 с.
;
;
;
.
Составим сводную таблицу результатов расчёта токов КЗ для точки K-1:
Таблица 13. Результаты ручного расчёта токов короткого замыкания для точки K-1
|
Источник |
, кА |
, кА |
, кА |
, кА |
|
|
Система |
13,743 |
34,595 |
13,743 |
5,568 |
|
|
Генераторы G1-G2 |
2,313 |
6,428 |
2,036 |
2,887 |
|
|
Генераторы G3-G4 |
0,852 |
2,367 |
0,852 |
1,063 |
|
|
Генераторы G5-G8 |
1,564 |
4,314 |
1,564 |
1,946 |
|
|
Суммарный ток |
18,472 |
47,705 |
18,195 |
11,465 |
3.5 Расчёт параметров токов короткого замыкания для последующих точек КЗ
Расчет токов КЗ для остальных точек выполним на ЭВМ с помощью программы GTCURR [20, 26].
Результаты расчётов сверхпереходного и ударного токов для каждой точки представим в виде снимков окна программы.
Рис. 33. Результаты расчётов токов короткого замыкания для точки K-1
Как видим из таблицы и из рисунка выше, результаты ручного и компьютерного расчетов токов КЗ для точки K-1 получаются достаточно близкими. Полного совпадения результатов нет в силу особенностей работы программы (учёт активного сопротивления элементов и т. д.).
Для выбора электрооборудования необходимо знать токи короткого замыкания не только в начальный момент времени и через 0,01 с после возникновения КЗ (ударный ток), но и по прошествии некоторого времени (к моменту отключения 0,045 с). Также необходимо определить интеграл Джоуля. Несмотря на то, что токи КЗ для точки K-1 были рассчитаны вручную, воспользуемся данными, полученными при помощи программы GTCURR. При расчётах в программе базисная мощность принимается равной 1000 МВА. Поэтому:
.
Приведём сверхпереходной ток генератора G1 к базисному:
.
Оцениваем электрическую удаленность генератора от точки КЗ:
.
По кривым из [23] стр. 113 для генераторов с тиристорной системой самовозбуждения для момента времени 0,045 с при найденной удалённости КЗ находим значение . Тогда ток от генератора G1 (или G2) к моменту отключения:
.
Апериодическая составляющая тока КЗ от генератора G1 (или G2) к моменту отключения:
.
Для системы согласно [2] обычно принимается . Поэтому . Постоянная времени затухания апериодической составляющей для системы по [23], стр. 110 равна 0,04 с. Тогда:
.
Остальные источники (генераторы G3-G8) можно считать электрически удалёнными от точки КЗ, что хорошо подтверждается ручными расчётами в предыдущем пункте. Поэтому для тока через автотрансформатор принимаем:
.
Рассчитаем эквивалентную постоянную времени для удалённых источников, зная величины сверхпереходного и ударного токов:
,
тогда:
.
Тогда апериодическая составляющая тока КЗ к моменту отключения, текущая через автотрансформатор T3 (или T4), приближённо равна:
.
Теперь определим интеграл Джоуля от каждой ветви, примыкающей к точке КЗ.
Для зоны РУ 110-220 кВ согласно [23], стр. 153 время отключения примем равным .
Тогда интеграл Джоуля от системы:
.
Для генераторов G1 и G2, согласно проведённым ранее расчётам, короткое замыкание является близким, поэтому интеграл Джоуля определяется по формуле:
.
В формуле выше - относительный импульс квадратичного тока от генератора, определяемый по [29], стр. 40.
Для остальных источников КЗ является удалённым, поэтому:
.
Рис. 34. Результаты расчётов токов короткого замыкания для точки K-2
Для точки K-2 все расчёты аналогичны приведённым ранее, поэтому комментарии давать не будем. Короткое замыкание будем считать удалённым относительно всех генераторов. Таким образом, токи к моменту отключения будут найдены приближённо с некоторым запасом. Время отключения с учётом предполагаемых к установке выключатебей будет также составлять 0,045 с (подробнее о выборе выключателей см. далее).
;
;
;
.
;
;
;
.
Рис. 35. Результаты расчётов токов короткого замыкания для точки K-3
При расчёте тока от генератора G1 при КЗ в точке K-3 рассчитаем базисный ток и приведём сверхпереходной ток от генератора к базисному:
;
.
Оцениваем электрическую удаленность генератора от точки КЗ:
.
Собственное время отключения предполагаемых к установке генераторных выключателей составляет 0,04 с, поэтому .
По кривым из [23], стр. 113 для генераторов с тиристорной системой самовозбуждения для момента времени 0,05 с при найденной удалённости КЗ находим значение . Тогда ток от генератора G1 к моменту отключения:
.
Апериодическая составляющая тока КЗ от генератора G1 к моменту отключения:
.
Интеграл Джоуля от генератора даже при КЗ на выводах генератора можно определять по той же формуле, что была приведена ранее. Согласно [5], стр. 137 и [23], стр. 140 значение интеграла Джоуля при этом будет несколько завышено, но проводники и аппараты, выбираемые в данном присоединении по условиям длительного режима и электродинамической стойкости, имеют значительные запасы по термической стойкости. Кроме того, методика определения интеграла Джоуля для периодической и апериодической составляющих тока КЗ даёт значение теплового импульса только в месте короткого замыкания, которое может быть использовано только для выбора токопроводов. При выборе генераторного выключателя и разъединителя необходимо знать тепловой импульс от генератора и суммарный тепловой импульс от всех остальных источников и производить проверку аппаратов по наибольшему из этих значений.
Для генераторов мощностью более 60 МВт время отключения согласно [23], стр. 153 принимается равным 4 с, по времени действия резервной защиты. Относительный импульс квадратичного тока от генератора по [29], стр. 40 равен . Тогда:
.
Остальные источники, питающие точку КЗ, можно считать источниками бесконечной мощности, поэтому:
;
;
;
.
Рис. 36. Результаты расчётов токов короткого замыкания для точки K-4
Расчёты для точки K-4 полностью аналогичны расчётам для точки K-3:
;
;
.
;
;
;
.
Рис. 37. Результаты расчётов токов короткого замыкания для точки K-5
При расчёте тока от генератора G8 при КЗ в точке K-5 рассчитаем базисный ток и приведём сверхпереходной ток от генератора к базисному:
;
.
Оцениваем электрическую удаленность генератора от точки КЗ:
.
Собственное время отключения предполагаемых к установке генераторных выключателей на напряжение 6,3 кВ также составляет 0,04 с, поэтому .
По кривым из [23] стр. 113 для генераторов с тиристорной системой самовозбуждения для момента времени 0,05 с при найденной удалённости КЗ находим значение . Тогда ток от генератора G1 к моменту отключения:
Подобные документы
Разработка структурной схемы конденсационной электростанции. Выбор генераторов, трансформаторов блока и собственных нужд, автотрансформаторов связи и блока. Выбор схемы, расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов для генераторов.
курсовая работа [1,9 M], добавлен 11.12.2013Выбор площадки для электростанции, её компоновки и структурной схемы электрических соединений. Выбор автотрансформаторов связи и собственных нужд. Определение показателей надежности структурных схем. Расчет токов и интеграла Джоуля для необходимых точек.
курсовая работа [6,1 M], добавлен 02.02.2012Обоснование необходимости расширения электростанции, выбора площадки строительства. Разработка вариантов схем выдачи мощности и выбор основного электрооборудования станции. Выбор токов короткого замыкания, релейной защиты, автоматики и КИП электростанции.
дипломная работа [4,6 M], добавлен 12.05.2015Выбор главной схемы электрических соединений. Проектирование структурной схемы станции. Выбор трансформаторов и источников питания. Способы ограничения токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей электрической станции.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 17.12.2015Выбор генераторов, блочных трансформаторов и автотрансформаторов связи. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов. Выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, сечения отходящих линий, токопроводов.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 12.02.2013Разработка проекта и расчет электрической части тепловой пылеугольной электростанции. Выбор схемы ТЭЦ, коммутационных аппаратов, измерительных и силовых и трансформаторов. Определение целесообразного способа ограничения токов короткого замыкания.
курсовая работа [2,1 M], добавлен 18.06.2012Выбор главной электрической схемы проектируемой электростанции. Расчет числа линий и выбор схем распределительных устройств. Технико-экономический расчет объекта. Выбор измерительных трансформаторов и токоведущих частей. Расчет токов короткого замыкания.
дипломная работа [1,4 M], добавлен 02.12.2014Расход мощности на собственные нужды в неблочной части ТЭЦ. Потери в блочном трансформаторе типа ТРДЦН-160000. Выбор секционных реакторов, напряжение 10 Кв. Расчет токов короткого замыкания. Выбор схемы собственных нужд, трансформаторов на электростанции.
курсовая работа [461,2 K], добавлен 09.04.2011Разработка структурной схемы теплоэлектростанции. Проектирование ее конструктивного исполнения. Выбор генераторов, подачи мощности, блочных трансформаторов и трансформаторов связи. Расчет токов короткого замыкания. Выбор секционных и линейных реакторов.
курсовая работа [511,8 K], добавлен 03.12.2011Выбор генераторов исходя из установленной мощности гидроэлектростанции. Два варианта схем проектируемой электростанции. Выбор трансформаторов. Технико-экономические параметры электростанции. Расчет токов короткого замыкания. Выбор схемы собственных нужд.
курсовая работа [339,3 K], добавлен 09.04.2011
