Проектирование электрической части ТЭЦ

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Проектирование электрической части ТЭЦ

1. Выбор генераторов, трансформаторов, главной схемы электрических соединений и схемы нужд

1.1 Выбор генераторов

Выбор генераторов производиться по заданной номинальной мощности. В соответствии с исходными данными для проектирования, необходимо выбрать три синхронных генератора мощностью 100 МВт и номинальным напряжением 10 кВ каждый. Выбираются генераторы ТВФ-120−2У3: охлаждение — водородное форсированное (непосредственное охлаждение обмотки ротора, стали статора и косвенное — обмотки статора), возбуждение от машинного возбудителя переменного тока повышенной частоты, соединенного непосредственно с валом генератора через отдельно стоящее выпрямительное устройство, тип возбудителя — ВТД-490−3000У3, схема соединения обмоток статора — YY, число выводов — 9, общая масса генератора без возбудителя и фундаментных плит — 127,94 т. Остальные параметры генератора указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Параметры генератора ТВФ -120-2У3

Sном, МВА

Pном, МВт

Uном, кВ

Iном, кА

cos

xd", о.е.

125

100

10,5

6,875

0,8

0,192

1.2 Построение графиков нагрузки

Потребитель 1.

Величина максимальной активной мощности, МВт

(1. 1)

Основным является зимний суточный график рабочего дня. Его максимальная нагрузка Pmax принимается за 100% и ординаты всех остальных графиков задаются в процентах относительно этого значения.

Величина максимальной реактивной мощности Qmax, МВАр

(1. 2)

Величина полной мощности потребителей Smax, МВА

(1. 3)

Потребитель 2.

Величина максимальной активной мощности

Величина максимальной реактивной мощности Qmax

Величина полной мощности потребителей Smax

Таблица 2 - Данные для построение годовых графиков нагрузки

Р, %

Число часов использования нагрузки в сутках, ч.

Число часов использования нагрузки в году, ч.

Потребители I

Потребители II

Р, МВт

Q, МВАр

S, МВА

Р, МВт

Q, МВАр

S, МВА

45

6

2190

25,2

25,71

36

72

54

90

70

2

730

39,2

39,99

56

112

84

140

78

2

730

43,68

44,56

62,4

124,8

93,6

156

79

3

1095

44,24

45,13

63,2

126,4

94,8

158

80

3

1095

44,8

45,71

64

128

96

160

83

1

365

46,48

47,42

66,4

132,8

99,6

166

86

3

1095

48,16

49,13

68,8

137,6

103,2

172

90

1

365

50,4

51,42

72

144

108

180

100

3

1095

56

57,13

80

160

120

200

Рисунок 1 — Годовой график нагрузки потребителя I

Рисунок 2 - Годовой график нагрузки потребителя II

1.3 Составление вариантов структурной схемы станции

В первую очередь при проектировании электростанции составляются возможные варианты структурных схем, показывающие основные функциональные части электроустановки (распределительные устройства, генераторы, трансформаторы, линии), их назначение и взаимосвязь.

При рассмотрении вариантов структурных схем необходимо составить несколько вариантов и привести три, которые наиболее возможны.

При проектировании структурной схемы ТЭЦ определяется вид исполнения блоков генератор-трансформатор. В рассматриваемом случае максимально-возможная нагрузка на генераторном напряжении составляет 28% от мощности двух генераторов, поэтому рассматриваются варианты с блочной схемой построения без строительства генераторного РУ (ГРУ). Конструкция комплектного РУ (КРУ) имеет ряд достоинств перед ГРУ (меньший объем монтажных работ, ячейки с оборудованием расположены в два ряда, а сборные шины в один ряд, большая надежность, проще эксплуатация РУ, значительно сокращаются затраты на его сооружение).

На проектируемой электростанции присутствуют РУ двух напряжений: 110 и 330 кВ. Связь между РУ высокого напряжения (ВН) и среднего напряжения (СН) осуществляется двумя автотрансформаторами связи. Связь с системой осуществляется на напряжении 330 кВ двумя линиями электропередачи (ЛЭП).

Выбор распределительного устройства на генераторном напряжении осуществляется, исходя из соотношения полной мощности нагрузки на низшем напряжении, и мощности двух генераторов с учетом коэффициента собственных нужд

, (1. 4)

где Pmax — максимальная активная мощность потребителя, МВт;

PномG — номинальная мощность генератор, МВт;

б — коэффициент собственных нужд, зависит от вида топлива ТЭЦ.

При питании потребителя I от двух генераторов

< 30%.

Следовательно, необходимо рассмотреть питание нагрузки по блочному принципу, то есть сооружение КРУ.

Определяется количество генераторов необходимое для покрытия нагрузки на РУ 110 кВ с учетом местной нагрузки на генераторном напряжении

, (1. 5)

.

Количество генераторов на РУ 110 кВ без связи с КРУ

(1. 6)

.

Рисунок 3 - Первый вариант структурной схемы выдачи электроэнергии ТЭЦ

Рисунок 4 - Второй вариант структурной схемы выдачи электроэнергии ТЭЦ

Рисунок 5 - Третий вариант структурной схемы выдачи электроэнергии ТЭЦ

Выбор окончательной схемы станции производится на основании технико-экономического сравнения этих двух вариантов.

1. 4 Выбор трансформаторов

Для выбора трансформаторов необходимо определить их загрузку во всех режимах работы с учетом генерируемой мощности, мощности, идущей на собственные нужды (в данном случае принимается) и мощности потребителей. Для трехобмоточных трансформаторов нужно определить перетоки мощностей. Графики загрузки трансформаторов строятся исходя из заданного графика работы потребителей. По заданию курсового проекта в качестве нагрузок РУ принимается станкостроительная промышленность. Ее график приведен на рисунке 6.

Рисунок 6 - Суточный график нагрузки предприятия (станкостроительное)

Выбор трансформаторов подразумевает определение числа, типа и номинальной мощности трансформаторов проектируемой электростанции.

Для выбора трансформаторов используются нижеприведённые данные,:

— мощность генераторов;

— максимальная нагрузка на РУ 10 кВ

— минимальная нагрузка на РУ 10 кВ

— максимальная нагрузка на РУ 110 кВ

— минимальная нагрузка на РУ 110 кВ

— расход на собственные нужды для ТЭЦ, работающей на газу, принимается 5% от мощности генератора с коэффициентом мощности о.е., при коэффициенте спроса.

Расход активной мощности на собственные нужды одного турбогенератора, МВт

(1. 7)

где — номинальная активная мощность генератора.

Расход реактивной мощности на собственные нужды одного турбогенератора, Мвар

(1. 8)

Реактивные мощности нагрузок в максимальном режиме, Мвар,

(1. 9)

Реактивные мощности нагрузок в минимальном режиме, Мвар,

(1. 10)

Выбор трансформаторов для первого варианта структурной схемы

Мощность блочных трансформаторов Т1, Т2, МВА:

(1. 11)

Выбираются трансформаторы: Т1, Т2 типа ТРДЦН-125 000/110, трансформатор Т3 типа ТДЦ-125 000/110.

Для определения мощности автотрансформаторов связи АТ1 и АТ2 определяются перетоки мощности в трех режимах.

Мощность автотрансформаторов связи АТ1, АТ2, МВА,

(1. 12)

где — суммарная величина номинальных значений активных мощностей генераторов, присоединенных к сборным шинам, МВт;

— суммарная величина номинальных значений реактивных мощностей генераторов, присоединенных к сборным шинам, МВАр;

— активная нагрузка на генераторном напряжении, МВт;

— реактивная нагрузка на генераторном напряжении, МВАр;

— активная нагрузка собственных нужд, МВт;

— реактивная нагрузка собственных нужд, МВА.

Максимальный режим

Минимальный режим

Аварийный режим — отключение генератора (G3) в максимальном режиме

Условие выбора номинальной мощности автотрансформатора связи, МВА

(1. 13)

где — наибольшая мощность из трех режимов, МВА;

— коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, kп=1,4;

n — число параллельно работающих автотрансформаторов, шт.

Выбираются автотрансформаторы связи АТ1, АТ2 типа АТДЦТН-200 000/330/110.

Выбор трансформаторов для второго варианта структурной схемы

Мощность блочных трансформаторов Т1, Т2 определяется аналогично выбору первого варианта схемы.

Выбираются трансформаторы: Т1, Т2 типа ТРДЦН-125 000/110.

Для выбора автотрансформаторов связи АТ1 и АТ2 необходимо знать переток мощности через один автотрансформатор в максимальном, минимальном и аварийном режиме работы. Аварийным режимом считается отключение генератора G2, перегрузка автотрансформатора учитывается коэффициентом допустимой перегрузки 1,4.

Переток мощности на ступени 10 кВ.

Мощность, протекающая через обмотки НН автотрансформаторов связи АТ1 и АТ2 в максимальном, минимальном и аварийном режиме работы, ,.

Максимальный режим,

Минимальный режим

Аварийный режим (отключение генератора G2)

Переток мощности на ступени 110 кВ.

Мощность, протекающая через обмотки СН автотрансформаторов связи АТ1 и АТ2 в максимальном, минимальном и аварийном режиме работы, ,, МВА

Максимальный режим

Минимальный режим

Аварийный режим (отключение генератора G2),

Переток мощности на ступени 330 кВ.

Мощность, протекающая через обмотки ВН автотрансформаторов связи АТ1 и АТ2 в максимальном, минимальном и аварийном режиме работы, ,, МВА

Максимальный режим

Минимальный режим, МВА,

Аварийный режим (отключение генератора G2)

Рисунок 7 - Схема перетоков мощности через автотрансформаторы связи АТ1 и АТ2 для схемы № 2

Выбираем автотрансформаторы по режиму минимальных нагрузок, так как там самый большой переток. В этом режиме автотрансформатор работает в комбинированном режиме (перетоки мощности идут с обмоток НН и СН на ВН).

Номинальная мощность автотрансформатора, МВА,

(1. 14)

(1. 15)

(1. 16)

Условие выбора номинальной мощности автотрансформатора связи

Выбираются два автотрансформатора связи с номинальной мощностью 200 МВА типа АТДЦТН-200 000/330/110.

Обмотка НН выбранного автотрансформатора проверяется по условию

(1. 17)

Условие не выполняется, поэтому выбираются автотрансформаторы с большей мощностью. Для данной схемы невозможно подобрать автотрансформаторы, так как при больших мощностях изменяется класс напряжении, неподходящих для данной схемы. Поэтому эта схема исключается из дальнейших расчётов.

Выбор трансформаторов для третьего варианта структурной схемы

Мощность блочных трансформаторов Т2, Т3 определяется аналогично выбору для первого варианта.

Выбираются трансформаторы: Т2, Т3 типа ТРДЦН-125 000/110, Т1 без устройства РПН типа ТДЦ (ТЦ) — 200 000/330

Переток мощности

Выбираем автотрансформаторы по аварийному режиму, так как там самый большой переток. Номинальная мощность автотрансформатора

Выбираются автотрансформаторы типа АТДЦТН-125 000/330/110.

Результаты расчета приведены в таблице 2, а параметры выбранных трансформаторов — в таблице 3.

Таблица 3 - Параметры трансформаторов

Тип

, МВА

Напряжение обмоток, кВ

, %

Потери, кВт

ВН

СН

НН

ТРДЦН-125 000/110

125

115

-

10,5

11

105

400

ТДЦ — 125 000/110

125

121

-

10,5

10,5

120

400

ТДЦ — 125 000/330

125

347

-

10,5

11

125

380

Выбор трансформаторов собственных нужд

На каждый блок устанавливается один трансформатор собственных нужд (ТСН). Мощность ТСН выбирается по условию, МВА

, (1. 18)

, (1. 19)

.

Выбираются трансформаторы собственных нужд типа ТМНС — 6300/10/6.

Принимается блочное исполнение ТЭЦ.

РУ собственных нужд выполняются с одной системой сборных шин. Количество секций 6 кВ — по одной на каждый энергоблок (мощность энергоблока 100 МВт). Каждая секция присоединяется к рабочему ТСН через выключатель. Присоединение ТСН с блоку выполняется отпайкой от пофазно-экранированного токопровода.

В рассматриваемой схеме блочной ТЭЦ с генераторными выключателями на всех энергоблоках устанавливаются резервные ТСН (РТСН). Мощность РТСН должна обеспечить замену рабочего ТСН и одновременно пуск одного котла или турбины. Количество РТСН на блочной ТЭЦ при трёх энергоблоках принимается — два: один подключается к сети, второй не подключается (готов к замене). Мощность РТСН принимается равной мощности рабочего ТСН.

Резервный ТСН подключается к РУ СН 110 кВ.

Подключение РТСН к РУ ВН экономически не выгодно, т. к. стоимости ячейки в РУ ВН и трансформатора с ВН на 330 кВ больше чем стоимость ячейки в РУ СН и трансформатора с ВН на 110 кВ. Подключение РТСН к НН автотрансформатора требует обеспечения допустимого колебания напряжения на шинах СН при регулировании напряжения на нём и соблюдение условия самозапуска электродвигателей, что является усложнением расчёта. Подключение РТСН отпайкой к энергоблоку не обеспечивает требования связи с энергосистемой при отключении трансформатора данного блока по причине аварии или вывода его в ремонт. Параметры выбранных трансформаторов в таблице 4.

Таблица 4 - Параметры ТСН и РТСН

Тип

, МВА

Напряжение обмоток, кВ

, %

Потери, кВт

ВН

НН

ТСН: ТМНС-6300/10

6,3

10,5

6,6

8

8

46,5

РТСН: ТМН-6300/110

6,3

115

6,6

10,5

10

44

1. 5 Технико-экономическое сравнение вариантов главной схемы станции

Экономическое обоснование схемы электрической станции необходимо проводить, используя критерий минимума дисконтированных издержек, ДИ тыс. руб.

, (1. 20)

где ДИ — дисконтированные издержки каждого из вариантов;

КУ — суммарные капитальные вложения;

Ио, р — издержки на ремонт и обслуживание;

ИДW — издержки на возмещение потерь электрической энергии;

i — коэффициент дисконтирования, i = 0,12;

Tр — расчётный период, равный 22 года.

Выполняется расчет потерь электроэнергии.

Потери электроэнергии в трансформаторе, МВтч,

, (1. 21)

где — потери мощности холостого хода, кВт;

— потери мощности короткого замыкания в обмотках, кВт;

— расчетная (максимальная) нагрузка трансформатора, МВА;

— номинальная мощность трансформатора, МВА;

— продолжительность работы трансформатора, ч. ;

— время максимальных потерь, определяется в зависимости от количества часов использования максимальной нагрузки Тнб, ч.

Годовые издержки на обслуживание и ремонт, тыс. руб.

, (1. 22)

где р — норма отчислений на ремонт и обслуживание, о.е.

Продолжительность работы блочного трансформатора, ч

, (1. 23)

где — время часов в году;

— время ремонта трансформатора, ч.

Время максимальных потерь, ч

(1. 24)

Потери электроэнергии в автотрансформаторе, МВтч

, (1. 25)

где индексы В, С, Н — величины, относящиеся соответственно к обмоткам высшего, среднего и низшего напряжения. Значения, , определятся для соответствующих Тнб по (1. 23).

Потери мощности к.з. в обмотках ВН, СН, НН, ,, кВт

= (1. 26)

Если обмотка НН автотрансформатора не загружена, то, МВтч

(1. 27)

Потери электроэнергии в параллельно работающих трансформаторах, МВтч

. (1. 28)

Издержки на потери электроэнергии для каждого из вариантов, руб.

. (1. 29)

где — стоимость кВтч электроэнергии,;.

Капиталовложения определяются по укрупненным показателям стоимости элементов схемы. Расчет капитальных затрат приводятся в таблице 5.

Таблица 5 - Определение затрат на капитальные вложения

Тип оборудования

Стоимость единицы, тыс. руб.

Вариант 1

Число единиц, шт.

Общая стоимость, тыс. руб.

Трансформаторы

ТРДЦН-125 000/110

196

1

196

ТДЦ-125 000/110

140

2

280

АТДЦТН-200 000/330/110

291

2

582

Электрические аппараты и оборудование

Ячейки ОРУ 110 кВ

42,6

10

426

Ячейки ОРУ 330 кВ

138

4

552

Ячейки КРУ 10 кВ

1,48

40

59,2

Реактор РБСД 10−2×1600−0,14У3

1,75

2

3,5

Генераторный выключатель

35,6

2

71,2

Общая стоимость

2169,9

С учетом индекса роста цен k = 150

325 485

Годовые издержки на ремонт и обслуживаение

Для трансформаторов Т1, Т2, Т3.

Время максимальных потерь для трансформаторов Т3 (1. 24)

Потери энергии в трансформаторах Т3 (1. 27)

.

Для определения потерь энергии в трансформаторе Т1 (Т2) заполняется таблица 6 перетоков мощности через данные трансформаторы.

Таблица 6 - Значения перетоков мощности через один трансформатор (Т1 или Т2)

Время, ч/год

2190

730

730

1095

1095

365

1095

365

1095

, МВт

100

100

100

100

100

100

100

100

100

, МВт

4

4

4

4

4

4

4

4

4

, МВт (10 кВ)

12,6

19,6

21,84

22,12

22,4

23,24

24,08

25,2

28

, МВт

83,4

76,4

74,16

73,88

73,6

72,76

71,92

70,8

68

По таблице 6 определяется время использования наибольшей нагрузки.

Время максимальных потерь для трансформатора Т1 (Т2) (1. 24)

Расчетная (максимальная) нагрузка трансформатора Т1 (Т2)

.

Потери энергии в трансформаторе Т1 (Т2)

Для определения потерь энергии в автотрансформаторах АТ1 и АТ2 заполняется таблица 7 перетоков мощности через данные автотрансформаторы.

Таблица 7 - Значения перетоков мощности через АТ1 (АТ2)

Время, ч/год

2190

730

730

1095

1095

365

1095

365

1095

, МВт

300

300

300

300

300

300

300

300

300

, МВт

12

12

12

12

12

12

12

12

12

, МВт (10 кВ)

25,2

39,2

43,68

44,24

44,8

46,48

48,16

50,4

56

, МВт (110 кВ)

72

112

124,8

126,4

128

132,8

137,6

144

160

, МВт

190,8

136,8

119,52

117,36

115,2

108,72

102,24

93,6

72

По таблице 7 определяется время использования наибольшей нагрузки

Время максимальных потерь для автотрансформатора АТ1 (АТ2) (1. 24)

Расчетная (максимальная) нагрузка автотрансформатора АТ1 (АТ2).

.

Потери энергии в автотрансформаторе АТ1 (АТ2) (1. 27)

Суммарные потери для схемы 1

Издержки на потери электроэнергии

,

Дисконтированные издержки, ДИ (1. 20)

Таблица 8 - Определение затрат на капитальные вложения

Тип оборудования

Стоимость единицы, тыс. руб.

Число единиц, шт.

Общая стоимость, тыс. руб.

Трансформаторы

ТРДЦН-125 000/110

196

2

392

ТДЦ-125 000/330

186

1

186

АТДЦТН-125 000/330/110

238,5

2

477

Электрические аппараты и оборудование

Ячейки ОРУ 110 кВ

42,6

9

383,4

Ячейки ОРУ 330 кВ

138

5

690

Ячейки КРУ 10 кВ

1,48

40

59,2

Реактор РБСД 10−2×1600−0,14У3

1,75

2

3,5

Генераторный выключатель

35,6

2

71,2

Общая стоимость

2262,3

С учетом индекса роста цен k = 150

339 345

Годовые издержки на обслуживание и ремонт

Для трансформатора ТРДЦН-125 000/110.

Для трансформатора ТДЦ-125 000/330.

Время максимальных потерь для блочного трансформатора Т1 (1. 24)

Потери энергии в трансформаторе Т1 (1. 27)

Значения перетоков мощности через один трансформатор (Т2 или Т3) такие же как в Схеме 1.

Время максимальных потерь для трансформатора Т2 (Т3) (1. 24)

Расчетная (максимальная) нагрузка трансформатора Т2 (Т3)

.

Потери энергии в трансформаторе Т2 (Т3) (1. 27)

Для определения потерь энергии в автотрансформаторах АТ1 и АТ2 заполняется таблица 9 перетоков мощности через данные автотрансформаторы.

Таблица 9 - Значения перетоков мощности через АТ1 (АТ2)

Время, ч/год

2190

730

730

1095

1095

365

1095

365

1095

, МВт

200

200

200

200

200

200

200

200

200

, МВт

8

8

8

8

8

8

8

8

8

, МВт (10 кВ)

25,2

39,2

43,68

44,24

44,8

46,48

48,16

50,4

56

, МВт (110 кВ)

72

112

124,8

126,4

128

132,8

137,6

144

160

, МВт

94,8

40,8

23,52

21,36

19,2

12,72

6,24

2,4

24

По таблице 9 определяется время использования наибольшей нагрузки

Время максимальных потерь для автотрансформатора АТ1 (АТ2) (1. 24)

Расчетная (максимальная) нагрузка автотрансформатора АТ1 (АТ2)

.

Потери энергии в автотрансформаторе АТ1 (АТ2)

Суммарные потери для схемы 3

Издержки на потери электроэнергии

Дисконтированные издержки, ДИ (1. 20)

тыс. руб.

Исходя из критерия минимума дисконтированных издержек к дальнейшему рассмотрению принимается вариант ТЭЦ со структурной схемой № 3.

1. 6 Выбор и обоснование схем РУ всех напряжений

Определяющими критериями при выборе схем РУ являются надежность, экономичность, ремонтопригодность, безопасность обслуживания и оперативная (техническая) гибкость.

Для РУ 110 кВ при девяти присоединениях выбирается схема «две системы сборных шин с обходной системой сборных шин». Схема предусматривает наличие одного обходного (ОВ) и одного шиносоединительного выключателя (ШСВ). В нормальном режиме схема работает с фиксированным распределением присоединений (ШСВ включен). Выбор данной типовой схемы на РУ 110 кВ обусловлен тем, что при имеющемся достаточно большом количестве присоединений две системы сборных шин делят схему на две части, повышая надёжность работы РУ. Деление схемы позволяет ограничить токи короткого замыкания (к.з.). Наличие ШСВ в схеме позволяет поочерёдно ремонтировать системы сборных шин, наличие ОВ и обходной системы сборных шин позволяет выполнять ремонт выключателя присоединения без его отключения.

Для РУ 330 кВ при пяти присоединениях выбирается кольцевая схема «пятиугольник». Выбор обусловлен вышеперечисленными определяющими критериями. Класс напряжения РУ ВН — 330 кВ определяет необходимость выбора кольцевой схемы для повышения надёжности работы РУ.

Для КРУ 10 кВ при двадцати отходящих линиях выбирается схема «две секционированные системы сборных шин». Применение данной схемы на КРУ позволяет снизить стоимость монтажа, широко применять механизацию и уменьшить время сооружения РУ. Схема достаточно надёжна, экономична, проста в эксплуатации, имеет возможность расширения без значительных строительных затрат. На каждое присоединение предусматривается один выключатель. Нагрузка распределяется равномерно по секциям, для этой цели используются сдвоенные реакторы. Авария или ремонт на одной секции приводит к отключению четверти присоединений.

2. Расчет токов короткого замыкания

2. 1 Определение расчетных условий КЗ

Для сокращения объёма вычислений обычно используется тот факт, что в электроустановках существуют группы цепей, которые в отношении режима к.з. находятся примерно в одинаковых условиях. Это обстоятельство позволяет разбить всю схему электроустановки на зоны, в которых устанавливаются те или иные общие расчётные условия.

Токи КЗ рассчитываются на каждом напряжении.

Расчетное время для определения токов КЗ, с

, (2. 1)

где — собственное время отключения выключателя, с;

— время действия релейной защиты,.

Время отключения КЗ, требуемое для оценки термической стойкости аппаратов, с

, (2. 2)

где — время срабатывания релейной защиты,;

— полное время отключения выключателя, с.

Предварительно намечается установка воздушных выключателей на РУ ВН, РУ СН и в цепи генераторов.

Параметры выключателей:

10кВ — ВВГ и ,

,

.

110 кВ — ВВБМ и ,

,

.

330 кВ — ВВ и ,

,

.

2. 2 Расчет параметров схемы замещения

Расчет выполняется в относительных единицах по упрощённому методу. Базисная мощность принимается базисное напряжение ступени — средненоминальное напряжение, [2;§ 3. 3б].

Рассчитываются базисные токи для каждой ступени напряжения, кА

, (2. 3)

,

,

,

.

ЭДС системы, о.е.

, (2. 4)

.

Сопротивление системы, о.е.

, (2. 5)

Сопротивление линий, о.е.

, (2. 6)

ЭДС генератора, о.е.

, (2. 7)

Сопротивление генератора, о.е.

, (2. 8)

Сопротивление трансформатора, о.е. ,

, (2. 9)

Сопротивление автотрансформаторов связи, о.е.

, (2. 10)

, (2. 11)

, (2. 12)

Сопротивление ТСН

Сопротивление РТСН

По главной схеме (рисунок 6) составляется схема замещения, изображённая на рисунке 8.

Рисунок 10 - Схема замещения для расчётов токов КЗ

2.3 Расчет токов КЗ

Расчёт выполняется вручную и по программе «TKZ_Win_Pro» для точки К5 (рисунок 10), сравнение результатов — в таблице 10.

Первый этап преобразования схемы замещения.

Эквивалентируются ветви с и, (рисунок 11).

, (2. 13)

, (2. 14)

, (2. 15)

Рисунок 11 - Первый этап преобразования схемы замещения

Второй этап преобразования схемы замещения.

Эквивалентируются ветви с и, (рисунок 12).

, (2. 16)

, (2. 17)

, (2. 18)

Рисунок 12 - Второй этап преобразования схемы замещения

Периодическая составляющая тока к.з. в начальный момент в системе, о.е.

, (2. 19)

о.е.

Периодическая составляющая тока к.з. в начальный момент в генераторе 1, о.е.

, (2. 20)

о.е.

Для определения удалённости генераторов Г2 и Г3 от точки к.з. необходимо найти периодическую составляющую тока к.з. в генераторах в начальный момент времени.

По схеме (рисунок 11)

, (2. 21)

, (2. 22)

Номинальный ток генератора Г1, Г2, Г3, А

, (2. 23)

Удалённость генератора Г1 от точки к.з.

Удалённость генератора Г2, Г3 от точки к.з.

Суммарное значение периодической составляющей в начальный момент в точке К5, о.е.

, (2. 24)

Выполняется пересчет в именованные единицы для ступени 10 кВ.

, (2. 25)

,

,

.

Ударный ток КЗ, кА

, (2. 26)

где — ударный коэффициент, ,.

,

,

.

Периодическая составляющая тока к.з. для момента, кА в точке К5

, (2. 27)

.

Периодическая составляющая тока к.з. от генератора Г1 в момент времени ф, кА

, (2. 28)

где — кратность периодической составляющей тока к.з. в начальный момент к номинальному, [2, § 3. 3ж], для и.

.

Периодическая составляющая тока к.з. для момента, кА в точке К3,

.

Апериодическая составляющая тока, кА

, (2. 29)

где — постоянная времени затухания апериодической составляющей, с [2;§ 3. 3е], ,.

,

.

Апериодическая составляющая тока к.з. для момента, кА в точке К3

, (2. 30)

2. 4 Расчёт теплового импульса

Тепловой импульс ,

, (2. 31)

где — интеграл Джоуля от периодической составляющей тока к.з.,;

— интеграл Джоуля от апериодической составляющей тока к.з.,.

Тепловой импульс от периодической составляющей тока к.з. ,

генератор трансформатор затрата электрический

(2. 32)

где — относительный интеграл Джоуля, о.е., для;

— относительный интеграл от действующего значения периодической составляю-щей тока в месте к.з., обусловленной действием генератора, о.е., для [3;§ 5. 5].

Так как выполняется условие, тепловой импульс от апериодической составляющей тока к.з. ,

(2. 33)

Тепловой импульс, , (2. 31)

Библиографический список

1. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций [Текст]: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.: ил.

2. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций [Текст]: Учебник для техникумов. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 648 с.

3. Васильев А. А. Электрическая часть станций и подстанций [Текст]: учебник для вузов/ А. А. Васильев, И. П. Крючков, Е. Ф. Наяшкова и др. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 576 с.

4. Опалев Л. И. Схемы и подстанции электроснабжения: справочник [Текст]: учебное пособие. — М.: ФОРУМ: ИНФА-М, 2006. — 480 с. — (высшее образование).

5. Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР. [Текст] - 6-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1986. — 648 с.: ил.

6. Двоскин Л. И. Схемы и конструкции распределительных устройств [Текст]. - М.: Энергоатомиздат, 1985.

7. Проектирование электрической части станций и подстанций [Текст]: Учебное пособие для вузов / Ю. Б. Гук, В. В. Кантан, С. С. Петрова. -Л.: Энергоатомиздат. Ленинград. отд-ние 1985.

8. Васюра, Ю. Ф. Расчеты параметров трехфазного короткого замыкания [Текст]: Учебное пособие. — Киров, изд. Кировский облкомстат, 2004. — 145 с.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой