Пути перевода электроэнергетики в режим устойчивого развития. Характеристика составления двух вариантов структурных схем проектируемой станции. Сущность генераторов и трансформаторов. Анализ линий для связи ТЭЦ с энергосистемой на высоком напряжении.
Аннотация к работе
Для выдачи заданной мощности на станции устанавливаем два генератора мощностью 63 МВТ работающих на шины ГРУ 10 КВ, и два генератора, в блоке с трансформатором, мощностью 160 МВТ работающих на шины РУ ВН 220 КВ. Для выдачи заданной мощности на станции устанавливаем два генератора мощностью 63 МВТ работающих на шины ГРУ 10 КВ, и три генератора, в блоке с трансформатором, мощностью 110 МВТ работающих на шины РУ ВН 220 КВ. коэффициент мощности генератора, 2.2.2.2 Расход активной и реактивной мощности на собственные нужды где - процентный расход на собственные нужды, зависящий от вида топлива на котором работает станция, 2.2.2.3 Мощность проходящая через трансформатор Т.к для генераторов 110 МВТ промышленностью не выпускается трансформаторов, то будем считать что генератор вырабатывает мощность 90% от номинального значения, По полученным данным выбираем трансформатор типа Эти трансформаторы подключаются к крайним секциям ГРУ и их мощность должна быть достаточной для выдачи избыточной мощности с шин ГРУ, в период минимальной нагрузки на шинах ГРУ.
Введение
Электроэнергетика является базовой отраслью экономики Российской Федерации. Надежное и эффективное функционирование электроэнергетики, бесперебойное снабжение потребителей - основа поступательного развития экономики страны и неотъемлемый фактор обеспечения цивилизованных условий жизни всех ее граждан. Отрасль сохранила целостность и обеспечила надежное удовлетворение потребностей экономики в электрической и тепловой энергии. Преодолен спад в производстве электроэнергии, улучшается платежная дисциплина, растет уровень денежных поступлений.
Однако фундаментальные проблемы электроэнергетики, наметившиеся в 1980-е годы и получившие развитие в последующий период, не нашли своего разрешения. На фоне общеэкономического спада продолжала повышаться энергоемкость экономики, произошло резкое падение объемов инвестиций с одновременным снижением эффективности работы отдельных секторов отрасли.
Нерешенность указанных проблем может привести к замедлению экономического роста. Качественный рост энергоэффективности экономики и изменение инвестиционного климата в электроэнергетике невозможны без изменения сложившейся системы экономических отношений и безотлагательного проведения структурной реформы электроэнергетики и тесно связанной с ней газовой отрасли.
Целями реформирования электроэнергетики Российской Федерации являются обеспечение устойчивого функционирования и развития экономики и социальной сферы, повышение эффективности производства и потребления электроэнергии, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей.
Стратегической задачей реформирования является перевод электроэнергетики в режим устойчивого развития на базе применения прогрессивных технологий и рыночных принципов функционирования, обеспечение на этой основе надежного, экономически эффективного удовлетворения платежеспособного спроса на электрическую и тепловую энергию в краткосрочной и долгосрочной перспективе.
Успешное проведение реформы электроэнергетики зависит от решения следующих основных задач: создание конкурентных рынков электроэнергии во всех регионах России, где организация таких рынков технически возможна;
создание эффективного механизма снижения издержек в сфере производства, передачи и распределении электроэнергии и улучшение финансового состояния организаций отрасли;
стимулирование энергосбережения во всех сферах экономики;
создание благоприятных условий для строительства и эксплуатации новых мощностей по производству и передачи электроэнергии;
поэтапная ликвидация перекрестного субсидирования различных регионов страны и групп потребителей электроэнергии;
создание системы поддержки малообеспеченных слоев населения;
сохранение и развитие единой инфраструктуры электроэнергетики, включающей в себя магистральные сети и диспетчерское управление;
демонополизация рынка топлива для тепловых электростанций;
создание нормативно-правовой базы реформирования отрасли, регулирующей ее функционирование в новых экономических условиях;
реформирование системы государственного регулирования, управления и надзора в электроэнергетике;
уточнение статуса, компетенции и порядка работы уполномоченного государственного органа.
1. Составление двух вариантов структурных схем проектируемой станции
1.1 Структурная схема первого варианта
Для выдачи заданной мощности на станции устанавливаем два генератора мощностью 63 МВТ работающих на шины ГРУ 10 КВ, и два генератора, в блоке с трансформатором, мощностью 160 МВТ работающих на шины РУ ВН 220 КВ. Связь РУ ВН и ГРУ осуществляется двумя параллельно работающими трансформаторами имеющими РПН.
1.2 Структурная схема второго варианта
Для выдачи заданной мощности на станции устанавливаем два генератора мощностью 63 МВТ работающих на шины ГРУ 10 КВ, и три генератора, в блоке с трансформатором, мощностью 110 МВТ работающих на шины РУ ВН 220 КВ. Связь РУ ВН и ГРУ осуществляется двумя параллельно работающими трансформаторами имеющими РПН.
2. Выбор основного оборудования
2.1 Выбор генераторов
В НИИ АО «Электросила» разработана конструкция турбогенератора с полным водяным охлаждением и заполнение внутреннего пространства воздухом, типа Т3В, где число 3 означает основные цепи охлаждения (ротор, обмотка статора, сердечник).
В турбогенераторе Т3В применяются только негорючие материалы , а водород и масляное уплотнение вала отсутствует. Для смазки подшипников допускается как турбинное масло так и негорючая жидкость ОМТИ. В связи с этим конструкция генератора взрыво- и пожаробезопасна.
Водяное охлаждение вместо водородного уменьшает температуру обмоток и конструктивных элементов, а также сечение каналов для охлаждающего агента в проводниках обмотки возбуждения ротора, снижает электрические потери в них и потери на циркуляцию охлаждающего агента. Возможность увеличения линейных нагрузок, плотности тока и индукций позволяет при уменьшении объема, а соответственно массы генератора, обеспечить высокие эксплуатационные показатели, КПД и устойчивость, маневренность, запаса мощности по нагреву, расширения диапазонов допустимых режимов работы.
Полное водяное охлаждение повышает надежность турбогенератора, в следствии отсутствия маслинных уплотнений вала, вентиляторов и встроенных в статор газоохладителей.
Основной особенностью турбогенератора Т3В является самонапорная система охлаждения ротора в которой отсутствует гидравлические связи обмотки ротора с валом, включающая множество стальных и изоляционных трубок, уплотнений и высоконагруженных соединений, определяющие недостаточную надежность конструкции ротора с подачей воды через вал.
Концы катушек обмотки ротора вынесены за торец лобовой части. Для преодоления гидравлического сопротивления каналов обмотки используется центробежная сила воды, заливаемой свободной струей во вращающийся напорный компрессор и сбрасываемый на большом диаметре в главную камеру торцевого щита статора. Попадание воды в подбандажное пространство ротора и статора исключается, т.к. концы катушек, их соединение с напорным и сливным коллектором вынесены по оси ротора за бандажные концы, и все возможные утечки воды в этих местах отбрасываются центробежной силой в общий водосборник.
Другой особенностью конструкции турбогенератора Т3В является применение плоских сулиминовых охладителей в виде сегментов с залитым в них змеевиками из нержавеющей стальной трубки для охлаждения активной стали сердечника статора. Такая конструкция кроме эффективного охлаждения, обеспечивает высокую плотность и стабильность опресовки сердечника , исключает возможность местного передавливания изоляционного покрытия листов активной стали.
Технические данные генераторов сносим в таблицу 3.1
Таблица 3.1- Технические данные генераторов
Тип генератора Рном.г МВТ Sном.г МВА соs?г Іном.ст КА Uн.г КВ xd’’ Система возбуждения Цена тыс.руб.
Т3В-63-2 63 78,8 0,8 4,33 10,5 0,17 СТС 2300
Т3В-110-2 110 137,5 0,8 7,56 10,5 0,17 СТС 3250
Т3В-160-2 160 188,2 0,85 6,9 15,75 0,17 СТС 4760
2.2 Выбор трансформаторов
2.2.1 Выбор блочных трансформаторов. Первый вариант
Блочные трансформаторы выбираются из следующих условий:
(3.1)
2.2.1.1 Реактивная мощность генератора
(3.2) где - активная номинальная мощность генератора, МВТ;
- коэффициент мощности генератора,
2.2.1.2 Расход активной и реактивной мощности на собственные нужды
(3.3) где - процентный расход на собственные нужды, зависящий от вида топлива на котором работает станция,
2.2.1.3 Мощность проходящая через трансформатор
По полученным данным выбираем трансформатор типа
ТДЦ-200000/220
Данный трансформатор удовлетворяет всем условиям.
2.2.2 Выбор блочных трансформаторов. Второй вариант
2.2.2.1 Реактивная мощность генератора где - активная номинальная мощность генератора, МВТ;
- коэффициент мощности генератора,
2.2.2.2 Расход активной и реактивной мощности на собственные нужды где - процентный расход на собственные нужды, зависящий от вида топлива на котором работает станция,
2.2.2.3 Мощность проходящая через трансформатор
Т.к для генераторов 110 МВТ промышленностью не выпускается трансформаторов, то будем считать что генератор вырабатывает мощность 90% от номинального значения, По полученным данным выбираем трансформатор типа
ТДЦ-125000/220
Данный трансформатор удовлетворяет всем условиям.
2.2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи. Первый вариант
Согласно НТП на ТЭЦ должны предусматриваться два параллельно работающих трансформатора связи с РПН.
Эти трансформаторы подключаются к крайним секциям ГРУ и их мощность должна быть достаточной для выдачи избыточной мощности с шин ГРУ, в период минимальной нагрузки на шинах ГРУ.
Трансформаторы связи выбираются из следующих условий: (3.4)
2.2.3.1 Суммарная активная и реактивная мощность генераторов работающих на ГРУ
2.2.3.2 Суммарная активная и реактивная мощность идущая на собственные нужды с шин ГРУ
2.2.3.3 Минимальная реактивная мощность потребителя на ГРУ
(3.5) где -минимальная активная мощность потребляемая с ГРУ, МВТ;
- коэффициент мощности потребителей
2.2.3.4 Мощность передаваемая через трансформатор
(3.6)
По полученным данным выбираем трансформатор типа
ТРДЦН-63000/220
2.2.3.5 Проверка трансформатора на аварийное отключение одного из двух параллельно работающих трансформаторов, с учетом 40% перегрузки оставшегося в работе
2.2.3.6 Проверка выбранного трансформатора на аварийное отключение генератора на ГРУ, при максимальном потреблении с шин ГРУ и с шин РУ СН
(3.7)
Выбранный трансформатор удовлетворяет всем условиям.
2.2.4 Выбор числа и мощности трансформаторов связи. Второй вариант
Для второго варианта выбираем аналогичный трансформатор
ТРДЦН-63000/220
Технические данные трансформаторов приведены в таблице 3.2
Таблица 3.2- Технические данные трансформаторов
Тип трансформатора Sн.т. МВА Uн, КВ Потери,КВТ Uk.з% Цена тыс. руб.
ВН СН НН ?РК.з. ?РХ.х. ВН-СН ВН-НН СН-НН
ТДЦ-125/220 125 242 - 10,5 380 135 - 11 - 1860
ТДЦ-200/220 200 242 - 15,75 580 200 - 11 - 2530
ТРДЦН-63/220 63 230 - 10,5 300 82 - 12 - 1570
3. Выбор количества линий
3.1 Выбор количества линий. Первый вариант
Количество линий для связи ТЭЦ с энергосистемой на высоком напряжении
(4.1) где - полное количество линий отходящих с шин РУ ВН;
- количество тупиковых линий.
(4.2) генератор трансформатор энергосистема где - суммарная мощность всех генераторов, МВТ;
- суммарная мощность на собственные нужды, МВТ;
- минимальная мощность потребляемая с шин ГРУ, МВТ;
- пропускная способность одной линии, МВТ.
Количество линий отходящих к потребителям с шин ГРУ
Максимальный ток всех линий
(4.3)
Суммарное экономическое сечение всех линий
(4.4) где - экономическая плотность тока, А/мм2
Принимаем сечение одного кабеля равным 150 мм2.
Количество кабелей
(4.5)
Принимаем количество кабелей равным =24.
Ток одного кабеля
(4.6)
Проверка кабелей по допустимому току
3.2 Выбор количества линий. Второй вариант
Количество линий для связи ТЭЦ с энергосистемой на высоком напряжении
Количество линий отходящих к потребителям с шин ГРУ
Для второго варианта, также как и для первого, выбираем количество кабелей отходящих с шин ГРУ 24 штук сечением 150 мм2.
4. Выбор схем распредустройств
4.1 Выбор схем распредустройств. Первый вариант
Выбор схемы РУ ВН 220 КВ
Для РУ ВН 220 КВ согласно НТП пункт 8.12 выбираем схему с двумя рабочими (основными) и одной обходной системами шин при числе присоединений 7 ( два блочных трансформатора, два трансформатора связи, три системных линии). Системы шин не секционируется.
В нормальном режиме обе рабочие системы шин находятся под напряжением.
Четные присоединения подключаются ко второй СШ, а нечетные к первой системе шин.
В целях экономии в схеме шиносоединительный и обходной выключатель делаем совмещенными, для этого предусматриваем перемычку с разъединителем. В нормальном режиме ШСОВ работает как ШСВ.
Шиносоединительный выключатель нормально включен и служит для выравнивания потенциалов по шинам.
В нормальном режиме все обходные разъединители отключены, обходной выключатель отключен, обходная система шин без напряжения. Обходная система шин вместе с обходным выключателем служит для вывода в ремонт любого выключателя кроме секционного.
Данная схема надежна, экономична, проста, позволяет расширение без реконструкции, позволяет выводить в ремонт любой выключатель, а также систему шин не нарушая работу присоединений.
Выбор схемы ГРУ 6 КВ
Для ГРУ согласно НТП пункт 8.14 выбираем схему с одной секционированной системой шин, с групповыми сдвоенными реакторами для питания потребителей.
Система шин секционируется по количеству генераторов. Секции соединяются между собой нормально включенными секционными выключателями, для выравнивания потенциала по секциям. С каждой секции ГРУ запитывается отходящая к потребителю линии через сдвоенный групповой реактор.
Применение сдвоенных реакторов позволяет: - ограничить ток к.з. в линии с целью установки в цепи линии КРУ с вакуумными выключателями;
- сохранить на шинах напряжение до 65%Uном при к.з. в линии;
- уменьшить подключений к шинам ГРУ, а значит габариты ГРУ
К одному сдвоенному реактору подключаем по 6 линий. К каждой секции ГРУ присоединяется по два групповых реактора.
Данная схема надежна, экономична, проста, способна к расширению.
Недостатком данной схемы является невозможность вывода в ремонт выключателей и секции шин без погашения присоединений.
4.2 Выбор схем распредустройств. Второй вариант
Выбор схемы РУ ВН 220 КВ
Для РУ ВН 220 КВ согласно НТП пункт 8.12 выбираем схему с двумя рабочими (основными) и одной обходной системами шин при числе присоединений 8 ( три блочных трансформатора, два трансформатора связи, три системных линии). Системы шин не секционируется.
В нормальном режиме обе рабочие системы шин находятся под напряжением.
Четные присоединения подключаются ко второй СШ, а нечетные к первой системе шин.
Шиносоединительный выключатель нормально включен и служит для выравнивания потенциалов по шинам.
В нормальном режиме все обходные разъединители отключены, обходной выключатель отключен, обходная система шин без напряжения. Обходная система шин вместе с обходным выключателем служит для вывода в ремонт любого выключателя кроме секционного.
Данная схема надежна, экономична, проста, позволяет расширение без реконструкции, позволяет выводить в ремонт любой выключатель, а также систему шин не нарушая работу присоединений.
Выбор схемы ГРУ 6 КВ
Для ГРУ согласно НТП пункт 8.14 выбираем схему с одной секционированной системой шин, с групповыми сдвоенными реакторами для питания потребителей.
К одному сдвоенному реактору подключаем по 6 линий. К каждой секции ГРУ присоединяется по два групповых реактора.
Секционный реактор не шунтируется.
Данная схема надежна, экономична, проста, способна к расширению.
Недостатком данной схемы является невозможность вывода в ремонт выключателей и секции шин без погашения присоединений.
5. Технико-экономическое сравнение вариантов
Технико-экономическое сравнение вариантов производится по методу приведенных затрат.
Затраты по вариантам определяются по формуле
(6.1) где - капитальные затраты, учитывающие стоимость оборудования и стоимость монтажа этого оборудования, тыс.руб;
- нормативный коэффициент эффективности;
- эксплуатационные расходы, тыс.руб.
(6.2) где - стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторах, тыс.руб;
- амортизационные отчисления на ремонт оборудования и содержания персонала, тыс.руб,
(6.3) где -стоимость одного киловатта энергии, коп/КВТ ч;
- потери электроэнергии, КВТ ч,
(6.4)
5.1 Капитальные затраты
Для того чтобы подсчитать затраты вначале определим капитальные затраты по вариантам. Для этого составим таблицу, в которую вносим те элементы на которые варианты различаются.
Таблица 6.1- Капитальные затраты
Наименование оборудования Стоимость единицы оборудования тыс.руб. I вариант II вариант
Колво Суммарная стоимость тыс.руб. Колво Суммарная стоимость тыс.руб.
Т3В-160-2 4760 2 9520 - -
Т3В-110-2 3250 - - 3 9750
ТДЦ-125/220 1860 - - 3 5580
ТДЦ-200/220 2530 2 5060 - -
Ячейка РУ 220 КВ 850 - - 1 850
1458016180
5.2 Эксплуатационные расходы. Первый вариант
Потерянная электроэнергия в трансформаторе ТДЦ-200000/220
(6.5) где и - потери холостого хода и короткого замыкания (потери в магнитопроводе и обмотках) трансформатора, КВТ;
- число часов использования трансформатора в году, час;
- мощность передаваемая через трансформатор, МВА;
- номинальная мощность трансформатора, МВА;
- число часов максимальных потерь, час,
Общие потери электроэнергии в трансформаторах
Стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторах
Амортизационные отчисления на ремонт оборудования и содержание персонала
Эксплуатационные расходы
Затраты
5.3 Эксплуатационные расходы. Второй вариант
Потерянная электроэнергия в трансформаторе ТДЦ-125000/220
Общие потери электроэнергии в трансформаторах
Стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторах
Амортизационные отчисления на ремонт оборудования и содержание персонала
Эксплуатационные расходы
Затраты
5.4 Сравнение вариантов
По данным расчета видно что первый вариант имеет меньшие затраты по сравнению со вторым вариантом, поэтому принимаем первый вариант и дальнейшие расчеты будем вести по нему.
6. Разработка схемы собственных нужд
Для обеспечения нормальной работы технологического процесса необходимо обеспечить питанием потребителей собственных нужд.
На ТЭЦ выделяют блочную и неблочную части.
6.1 Выбор схемы и трансформаторов в блочной части
Для питания собственных нужд, в блочной части, согласно НТП пункт 8,20, в цепи генератора предусматривается отпайка с установкой в цепь отпайки понижающего трансформатора.
Выбор трансформаторов собственных нужд
Трансформаторы выбираются из следующих условий
(7.1) где -полная мощность потребляемая на собственные нужды, МВА
Выбираем трансформатор типа ТДНС-16000/35
Так как мощность блоков не более 160 МВА то, согласно НТП пункт 8.21, должно предусматриваться по одной рабочие секции с.н. на каждый блок.
6.2 Выбор схемы и трансформаторов в неблочной части
Согласно НТП пункт 8.19 в неблочной части питание собственных нужд осуществляется с шин ГРУ.
Согласно НТП пункт 8.20 собственные нужды, в неблочной части, выполняются с одной системой шин. Сборные шины 6 КВ разделяются на секции, число секций выбирается по числу котлов. Т.к. в нашем случае на ГРУ работают четыре котла, следовательно рабочих секций также будет четыре.
Согласно НТП пункт 8.21 с одной секции ГРУ можно запитывать не более двух рабочих секций собственных нужд.
Т.к. на станции с ГРУ запитывается четыре секции собственных нужд, следовательно с первой и второй секции ГРУ через трансформатор, устанавливаемый на каждой секции ГРУ будут запитываться по две рабочие секции.
Выбираем трансформатор типа ТМНС-6300/10
Т.к. почти все механизмы собственных нужд относятся к I категории электроснабжения, следовательно необходим резервный источник питания.
Для этих целей сооружается резервная магистраль, которая запитывается через трансформатор.
Каждая рабочая секция собственных нужд связана с резервной магистралью через нормально отключенный выключатель. Резервная магистраль выполняется одиночной системой шин, и секционируется между блочной и неблочной частями. Питание на резервную систему шин подается от нескольких источников. Согласно НТП пункт 8.21 на станции с поперечными связями устанавливается не менее одного резервного источника, при этом устанавливается один на каждые четыре трансформатора. Для подключения резервного источника собственных нужд на ГРУ сооружается полусекция к которой подключается резервный источник и трансформатор связи.
Согласно НТП пункт 8.27 мощность резервного источника должна быть такой же, как мощность самого мощного рабочего т.е. 16000 КВА. В качестве резервного источника выбираем трансформатор ТДНС-16000/35.
7. Расчет токов короткого замыкания
Токи короткого замыкания рассчитываются для выбора уставок релейной защиты и для проверки оборудования на возможность выдержать токи короткого замыкания.
При расчете токов короткого замыкания не учитывается активная составляющая сопротивления (т.к. оно очень мало) считая сопротивление всех элементов чисто индуктивными, также не учитываем некоторую несимметрию, считая трехфазную систему идеально симметричной и не учитывается насыщение сердечников трансформаторов. Эти допущения дают погрешность примерно 10% в сторону увеличения.
7.1 Выбор секционного реактора
Для того чтобы в распредустройствах устанавливать наиболее легкое, экономичное оборудование применяют искусственное ограничение токов к.з. Одним из таких методов является установка токоограничивающих реакторов.
Секционные реакторы выбираются по следующим условиям: (8.1)
Номинальный ток цепи
(8.1) где - номинальный ток генератора, КА.
Выбираем реактор типа РБДГ 10-4000-0,18 У3
Выбранный реактор удовлетворяет всем условиям.
7.2 Расчет сопротивлений схемы замещения
Расчет сопротивлений будем производить в относительных единицах.
За базисную мощность Sб =1000 МВА.
Сопротивление генераторов
(8.2) где - сверхпереходное сопротивление генератора по продольной оси, - базисная мощность, МВА, - номинальная полная мощность генератора, МВА
Сопротивление генератора Т3В-160-2
Сопротивление генератора Т3В-63-2
Сопротивление энергосистемы
(8.3) где - я мощность к.з. энергосистемы, МВА
Сопротивление линий электропередачи
(8.4) где - удельное сопротивление километра линии, Ом/км
Сопротивление реактора где - номинальное сопротивление реактора, Ом
Сопротивление трансформаторов
(8.6) где - относительное сопротивление обмотки трансформатора, от.ед.
Сопротивление трансформатора ТДЦ-200000/220
Сопротивление трансформатора ТРДЦН-63000/220
Сопротивление трансформатора собственных нужд
7.3 Ток короткого замыкания в точки К1
Преобразование схемы относительно точки К1
Для данной точки будет три генерирующие ветви (система С, генераторы G1,G2 и генераторы G3,G4).
Сопротивление первой генерирующей ветви, энергосистема С
Сопротивление второй генерирующей ветви, генераторы G1,G2
Рисунок 8.2 - Преобразование схемы замещения относительно точки К1
Сопротивление третей генерирующей ветви, генераторы G3,G4
При преобразовании не будем учитывать сопротивления х15 т.к. оно находится между точками равного потенциала и поэтому ток через него в точку к.з. не потечет.
- результирующее сопротивление генерирующей ветви, Ом,
- первая генерирующая ветвь
- вторая генерирующая ветвь
- третья генерирующая ветвь
Суммарное значение периодической составляющей тока короткого замыкания
Ударное значение тока короткого замыкания где - ударный коэффициент
- первая генерирующая ветвь
- вторая генерирующая ветвь
- третья генерирующая ветвь
Суммарное значение ударного тока
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя где =0,1с - расчетное время, с;
Та- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, с
- первая генерирующая ветвь
- вторая генерирующая ветвь
- третья генерирующая ветвь
Суммарное значение апериодической составляющей тока короткого замыкания
Периодическая составляющая в момент разведения контактов выключателя где - коэффициент определяющий во сколько раз изменяется периодическая составляющая после начала к.з.
Т.к. система является источником бесконечной мощности то
Для второй и третей генерирующей ветвей определяем их номинальные токи приведенные к точки к.з.
где - номинальная суммарная мощность генераторов, МВА;
- напряжение, по шкале средних напряжений, той стороны, где рассматривается точка к.з., КВ.
- номинальный ток второй генерирующей ветви
- номинальный ток третей генерирующей ветви
Определим отношение для: - второй генерирующей ветви
Т.к. данное отношение больше единицы, следовательно данная генерирующая ветвь является источником конечной мощности.
- третья генерирующая ветвь
Т.к. данное отношение больше единицы, следовательно данная генерирующая ветвь является источником конечной мощности.
Суммарное значение периодической составляющей тока к.з. в момент разведения контактов выключателя
Таблица 8.2
7.5 Ток короткого замыкания в точки К3
Преобразование схемы относительно точки К3
Для данной точки к.з. будет две генерирующие ветви: система С и генераторы G2-G4 , генератор G1.
Сопротивление первой генерирующей ветви
Рисунок 8.4- Преобразование схемы относительно точки К3
Суммарное значение периодической составляющей тока короткого замыкания
Ударное значение тока короткого замыкания где - ударный коэффициент
- первая генерирующая ветвь
- вторая генерирующая ветвь
Суммарное значение ударного тока
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя где =0,1с - расчетное время, с;
Та- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, с
- первая генерирующая ветвь
- вторая генерирующая ветвь
Суммарное значение апериодической составляющей тока короткого замыкания
Периодическая составляющая в момент разведения контактов выключателя где - коэффициент определяющий во сколько раз изменяется периодическая составляющая после начала к.з.
Т.к. система и генераторы G2,G3,G4 является для данной точки источниками бесконечной мощности то
Для второй генерирующей ветви определяем ее номинальный ток приведенный к точки к.з.
где - номинальная суммарная мощность генераторов, МВА;
- напряжение, по шкале средних напряжений, той стороны, где рассматривается точка к.з., КВ.
- номинальный ток второй генерирующей ветви
Определим отношение для: - второй генерирующей ветви
Т.к. данное отношение больше единицы, следовательно данная генерирующая ветвь является источником конечной мощности.
Суммарное значение периодической составляющей тока к.з. в момент разведения контактов выключателя
Таблица 8.4
7.6 Ток короткого замыкания в точки К5
Преобразование схемы относительно точки К5
Т.к. точка короткого замыкания рассматривается в системе собственных нужд 6 КВ, то для данной точки будет две генерирующие ветви: - система и все генераторы на станции;
- электродвигатели подключенные к секции шин, где рассматривается к.з.
Сопротивление первой генерирующей ветви
Рисунок 8.5 - Преобразование схемы относительно точки К4
Для электродвигателей периодическая составляющая тока к.з. определяется по формуле где - суммарная номинальная мощность электродвигателей, МВТ;
Суммарное значение периодической составляющей тока короткого замыкания
Ударное значение тока короткого замыкания где - ударный коэффициент
- первая генерирующая ветвь
- вторая генерирующая ветвь
Суммарное значение ударного тока
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя где =0,1с - расчетное время, с; Та- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, с
- первая генерирующая ветвь
- вторая генерирующая ветвь
Суммарное значение апериодической составляющей тока короткого замыкания
Периодическая составляющая в момент разведения контактов выключателя где - коэффициент определяющий во сколько раз изменяется периодическая составляющая после начала к.з.
Для второй генерирующей ветви периодическая составляющая определяется по формуле где Тд- постоянная времени периодической составляющей тока короткого замыкания, с
Суммарное значение периодической составляющей тока к.з. в момент разведения контактов выключателя
К4 шины собственных нужд C,G1-G4 M 13,7 10,67 35,26 24,9 2,91 1,36 13,7 2,13
Суммарный ток 24,37 60,16 4,27 15,83
8. Выбор выключателей и разъединителей
8.1 Выбор выключателей в РУ ВН 220 КВ
В пределах РУ выключатели выбираются по цепи самого мощного присоединения, в нашем случаи блок генератор Т3В-160-2, трансформатор ТДЦ-200000/220.
Выключатели выбираются по следующим условиям: (9.1)
Номинальный и максимальный ток цепи
(9.2)
По полученным данным выбираем выключатель ВГТ-220II-40/2500У1
Проверка выбранного выключателя на отключающую способность
(9.3)
Проверка выключателя на возможность отключения апериодической составляющей
(9.4) где - допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения.
Определение момента расхождения контактов где - минимальное время срабатывания защиты, с;
- полное время отключения выключателя, с.
Проверка выключателя на термическую устойчивость
(9.5)
где - допустимый тепловой импульс, А2·с
(9.6) где - ток термической стойкости, КА;
- время протекания тока, с.
(9.7) где - время отключения выключателя, с, (9.8) где - время срабатывания защиты, с;
- полное время отключения выключателя, с.
Проверка выключателя на электродинамическую устойчивость
(9.9)
Выбранный выключатель удовлетворяет всем условиям.
8.2 Выбор разъединителей в РУ ВН 220 КВ
Разъединители выбираются по следующим условиям: (9.10)
Выбираем разъединитель типа РДЗ-220/1000Н/УХЛ1.
Проверка разъединителя на термическую устойчивость
Проверка разъединителя на электродинамическую устойчивость
Выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям.
8.3 Выбор выключателей ГРУ 6 КВ
РУ НН 6 КВ выполняется закрытого типа.
Перед выбором выключателя определяем какай ток к.з будет больше , от генератора или суммарный ток к.з. за вычетом тока от генератора, по этому току будем производить выбор выключателя.
Ток к.з. от генератора
Суммарный ток к.з. за вычетом тока от генератора
Т.к. суммарный ток к.з. за вычетом тока к.з. от генератора больше, следовательно выбор будем производить по этому току.
Максимальный ток цепи
По полученным данным выбираем выключатель МГГ-10-5000-63У3
Проверка выбранного выключателя на отключающую способность
Проверка выключателя на возможность отключения апериодической составляющей где - допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения.
Проверка выключателя на термическую устойчивость
Проверка выключателя на электродинамическую устойчивость
Выбранный выключатель удовлетворяет всем условиям.
8.4 Выбор разъединителей в ГРУ 6 КВ
Разъединители выбираются по следующим условиям:
Выбираем разъединитель типа РВРЗ-2-20/6300.
Проверка разъединителя на термическую устойчивость
Проверка разъединителя на электродинамическую устойчивость
Выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям.
8.5 Выбор выключателей в цепи отходящей линии
Максимальный ток линии где - максимальная мощность снимаемая с шин ГРУ, МВТ
Суммарное экономическое сечение всех линий где - экономическая плотность тока,
Намечаем сечение одного кабеля 150 мм2.
Количество кабелей
Для равномерного распределения нагрузки по ГРУ выбираем число кабелей равным 20.
Ток одного кабеля
Проверка кабелей по допустимому току
В цепи отходящей линии выбираем выключатель ВБКЭ-10/630
Проверка выбранного выключателя на отключающую способность
Т.к. данное условие не соблюдается необходимо в цепи отходящей линии выбрать реактор для ограничения тока.
Реактор выбирается по следующим условиям: (9.11)
Определение результирующего сопротивления цепи без реактора
(9.12)
Сопротивление цепи, для обеспечения тока к.з. не превышающего тока отключения выключателя
(9.13)
Определение требуемого сопротивления реактора
По данным расчета выбираем реактор РБСД-10-2?1600-0,25.
Проверка реактора на способность ограничения тока к.з.
Проверка реактора на электродинамическую устойчивость
Проверка реактора на термическую устойчивость
Проверка реактора на посадку напряжения в нормальном режиме
(9.14) где - сопротивление цепи реактора, Ом;
- коэффициент связи
Проверка реактора на остаточное напряжение
(9.15)
Выбранный реактор удовлетворяет всем условиям.
Т.к. с помощью реактора ограничивается ток короткого замыкания, то следовательно выключатель ВБКЭ-10-20/630У3 проходит. Данный выключатель встраиваем в КРУ с ячейками КМ-1.
8.6 Выбор выключателей в цепи трансформатора собственных нужд
Номинальный ток цепи
Выбираем выключатель типа ВВЭ-10-20/1600У3.
Проверка выбранного выключателя на отключающую способность
Проверка выключателя на возможность отключения апериодической составляющей где - допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения.
Проверка выключателя на термическую устойчивость
Проверка выключателя на электродинамическую устойчивость
Выбранный выключатель удовл
Список литературы
1 Боровиков В.А. и др.Электрические сети энергетических систем: Учебник для техникумов.-3-е изд., перераб. - Л.: «Энергия», 1977.-392 с.:ил.
2 Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций :Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: энергоатомоиздат, 1989.- 608 с.:ил.
3 Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. -3-е изд., перераб. и доп.-М.:Энергоиздат, 1987.- 648 с.: ил.
4 Смирнов А.Д. , Антипов К.М. Справочная книжка энергетика - М. Энергоатомиздат , 1984.- 440 с
5 Электрические сети и станции (под редакцией Л. Н. Баптиданова). М. - Л., Госэнергоиздат, 1963.-523c.
6 Электрическая часть электростанций: Учебник для вузов/Под ред. С.В.Усова. - 2-е изд., перераб. и доп. - Л.: Энергоатомиздат, 1987.-616c.