(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование электрической части ТЭЦ
Проектирование электронной части ТЭЦ
1. Выбор генераторов, трансформаторов, главной схемы электронных соединений и схемы нужд
1.1 Выбор генераторов
Выбор генераторов выполняться по данной номинальной мощности. В согласовании с начальными данными для проектирования, нужно избрать три синхронных генератора мощностью 100 МВт и номинальным напряжением 10 кВ любой. Выбираются генераторы ТВФ-120-2У3: остывание — водородное форсированное (конкретное остывание обмотки ротора, стали статора и косвенное — обмотки статора), возбуждение от машинного возбудителя переменного тока завышенной частоты, соединенного конкретно с валом генератора через раздельно 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. Другие характеристики генератора указаны в таблице 1.
Таблица 1 — Характеристики 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 перегрузки
пользователь 1.
Величина наибольшей активной мощности , МВт
(1.1)
Главным является зимний дневной график рабочего денька. Его наибольшая перегрузка Pmax принимается за 100% и ординаты всех других графиков задаются в процентах относительно этого значения.
Величина наибольшей реактивной мощности Qmax, МВАр
(1.2)
Величина полной мощности потребителей Smax, МВА
(1.3)
пользователь 2.
Величина наибольшей активной мощности
Величина наибольшей реактивной мощности Qmax
Величина полной мощности потребителей Smax
Таблица 2 — Данные для построение годичных графиков перегрузки
Р, %
Число часов использования перегрузки в сутках, ч.
Число часов использования перегрузки в году, ч.
Пользователи I
Пользователи 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
Набросок 1 — Годичный график перегрузки пользователя I
Набросок 2 — Годичный график перегрузки пользователя II
1.3 Составление вариантов структурной схемы станции
Сначала при проектировании электростанции составляются вероятные варианты структурных схем, показывающие главные многофункциональные части электроустановки (распределительные устройства, генераторы, трансформаторы, полосы), их предназначение и связь.
При рассмотрении вариантов структурных схем нужно составить несколько вариантов и привести три, которые более вероятны.
При проектировании структурной схемы ТЭЦ определяется вид выполнения блоков генератор-трансформатор. В рассматриваемом случае максимально-возможная перегрузка на генераторном напряжении составляет 28% от мощности 2-ух генераторов, потому рассматриваются варианты с блочной схемой построения без строительства генераторного РУ (ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации)). Система комплектного РУ (КРУ) имеет ряд плюсов перед ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) (наименьший размер монтажных работ, ячейки с оборудованием размещены в два ряда, а сборные шины в один ряд, большая надежность, проще эксплуатация РУ, существенно сокращаются Издержки на его сооружение).
На проектируемой электростанции находятся РУ 2-ух напряжений: 110 и 330 кВ. Связь меж РУ высочайшего напряжения (ВН) и среднего напряжения (СН) осуществляется 2-мя автотрансформаторами связи. Связь с системой осуществляется на напряжении 330 кВ 2-мя линиями электропередачи (ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)).
Выбор распределительного устройства на генераторном напряжении осуществляется, исходя из соотношения полной мощности перегрузки на низшем напряжении, и мощности 2-ух генераторов с учетом коэффициента собственных нужд
, (1.4)
где Pmax — наибольшая активная мощность пользователя, МВт;
PномG — номинальная мощность генератор, МВт;
б — коэффициент собственных нужд, зависит от вида горючего ТЭЦ.
При питании пользователя I от 2-ух генераторов
<30%.
Как следует, нужно разглядеть питание перегрузки по блочному принципу, другими словами сооружение КРУ.
Определяется количество генераторов нужное для покрытия перегрузки на РУ 110 кВ с учетом местной перегрузки на генераторном напряжении
, (1.5)
.
количество генераторов на РУ 110 кВ без связи с КРУ
(1.6)
.
Набросок 3 — 1-ый вариант структурной схемы выдачи электроэнергии ТЭЦ
Набросок 4 — 2-ой вариант структурной схемы выдачи электроэнергии ТЭЦ
Набросок 5 — 3-ий вариант структурной схемы выдачи электроэнергии ТЭЦ
Выбор конечной схемы станции делается на основании технико-экономического сопоставления этих 2-ух вариантов.
1.4 Выбор трансформаторов
Для выбора трансформаторов нужно найти 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 необходимо найти перетоки мощностей. Графики загрузки трансформаторов строятся исходя из данного графика работы потребителей. По заданию курсового проекта в качестве нагрузок РУ принимается станкостроительная индустрия. Ее график приведен на рисунке 6.
Набросок 6 — Дневной график перегрузки компании (станкостроительное)
Выбор трансформаторов предполагает определение числа, типа и номинальной мощности трансформаторов проектируемой электростанции.
Для выбора трансформаторов употребляются нижеприведённые данные, :
— мощность генераторов ;
— наибольшая перегрузка на РУ 10 кВ
— малая перегрузка на РУ 10 кВ
— наибольшая перегрузка на РУ 110 кВ
— малая перегрузка 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 1-го турбогенератора, МВт
(1.7)
где — номинальная активная мощность генератора.
Расход реактивной мощности на собственные нужды 1-го турбогенератора, Мвар
(1.8)
Реактивные мощности нагрузок в наивысшем режиме, Мвар,
(1.9)
Реактивные мощности нагрузок в наименьшем 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-125000/110, трансформатор Т3 типа ТДЦ-125000/110.
Для определения мощности автотрансформаторов связи АТ1 и АТ2 определяются перетоки мощности в 3-х 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 перегрузка на генераторном напряжении, МВт;
— реактивная перегрузка на генераторном напряжении, МВАр;
— активная перегрузка собственных нужд, МВт;
— реактивная перегрузка собственных нужд, МВА.
Наибольший режим
Малый режим
Аварийный режим — отключение генератора (G3) в наивысшем режиме
Условие выбора номинальной мощности автотрансформатора связи , МВА
(1.13)
где — большая мощность из 3-х режимов, МВА;
— коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, kп=1,4;
n — число параллельно работающих автотрансформаторов, шт.
Выбираются автотрансформаторы связи АТ1, АТ2 типа АТДЦТН-200000/330/110.
Выбор трансформаторов для второго варианта структурной схемы
Мощность блочных трансформаторов Т1, Т2 определяется аналогично выбору первого варианта схемы.
Выбираются трансформаторы: Т1, Т2 типа ТРДЦН-125000/110.
Для выбора автотрансформаторов связи АТ1 и АТ2 нужно знать переток мощности через один автотрансформатор в наивысшем, наименьшем 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 наивысшем, наименьшем и аварийном режиме работы , , .
Наибольший режим,
Малый режим
Аварийный режим (отключение генератора G2)
Переток мощности на ступени 110 кВ.
Мощность, протекающая через обмотки СН автотрансформаторов связи АТ1 и АТ2 в наивысшем, наименьшем и аварийном режиме работы , , , МВА
Наибольший режим
Малый режим
Аварийный режим (отключение генератора G2),
Переток мощности на ступени 330 кВ.
Мощность, протекающая через обмотки ВН автотрансформаторов связи АТ1 и АТ2 в наивысшем, наименьшем и аварийном режиме работы , , , МВА
Наибольший режим
Малый режим, МВА,
Аварийный режим (отключение генератора G2)
Набросок 7 — Схема перетоков мощности через автотрансформаторы связи АТ1 и АТ2 для схемы №2
Избираем автотрансформаторы по режиму малых нагрузок, потому что там самый большенный 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-200000/330/110.
Обмотка НН избранного автотрансформатора проверяется по условию
(1.17)
Условие не производится, потому выбираются автотрансформаторы с большей мощностью. Для данной схемы нереально подобрать автотрансформаторы, потому что при огромных мощностях меняется класс напряжении, неподходящих для данной схемы. Потому эта схема исключается из последующих 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-125000/110, Т1 без устройства РПН типа ТДЦ(ТЦ) — 200000/330
Переток мощности
Избираем автотрансформаторы по аварийному режиму, потому что там самый большенный переток. Номинальная мощность автотрансформатора
Выбираются автотрансформаторы типа АТДЦТН-125000/330/110.
Результаты расчета приведены в таблице 2, а характеристики избранных трансформаторов — в таблице 3.
Таблица 3 — Характеристики трансформаторов
Тип
, МВА
Напряжение обмоток, кВ
, %
Утраты, кВт
ВН
СН
НН
ТРДЦН-125000/110
125
115
—
10,5
11
105
400
ТДЦ — 125000/110
125
121
—
10,5
10,5
120
400
ТДЦ — 125000/330
125
347
—
10,5
11
125
380
Выбор трансформаторов собственных нужд
На любой 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 выполнение ТЭЦ.
РУ собственных нужд производятся с одной системой сборных шин. Количество секций 6 кВ — по одной на любой энергоблок (мощность энергоблока 100 МВт). Любая секция присоединяется к рабочему ТСН через выключатель. Присоединение ТСН с блоку производится отпайкой от пофазно-экранированного токопровода.
В рассматриваемой схеме блочной ТЭЦ с генераторными выключателями на всех энергоблоках инсталлируются запасные ТСН (РТСН). Мощность РТСН обязана обеспечить подмену рабочего ТСН и сразу запуск 1-го котла либо турбины. количество РТСН на блочной ТЭЦ при трёх энергоблоках принимается — два: один подключается к сети, 2-ой не подключается (готов к подмене). Мощность РТСН принимается равной мощности рабочего ТСН.
Запасный ТСН подключается к РУ СН 110 кВ.
Подключение РТСН к РУ ВН экономически не прибыльно, т. к. цены 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 просит 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 выключении трансформатора данного блока из-за трагедии либо вывода его в ремонт. характеристики избранных трансформаторов в таблице 4.
Таблица 4 — Характеристики ТСН и РТСН
Тип
, МВА
Напряжение обмоток, кВ
, %
Утраты, 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 сопоставление вариантов главной схемы станции
Экономическое обоснование схемы электронной станции нужно проводить, используя аспект минимума дисконтированных издержек, ДИ тыс. руб.
, (1.20)
где ДИ — дисконтированные Издержки всякого из вариантов;
КУ — суммарные серьезные вложения;
Ио,р — Издержки на ремонт и сервис;
ИДW — издержки на возмещение утрат электронной энергии;
i — коэффициент дисконтирования, i = 0,12;
Tр — расчётный период, равный 22 года.
Производится расчет утрат электроэнергии.
Утраты электроэнергии в трансформаторе, МВтч,
, (1.21)
где — утраты мощности холостого хода, кВт;
— утраты мощности недлинного замыкания в обмотках, кВт;
— расчетная (наибольшая) перегрузка трансформатора, МВА;
— номинальная мощность трансформатора, МВА;
— длительность работы трансформатора, ч.;
— время наибольших утрат, определяется зависимо от количества часов использования наибольшей перегрузки Тнб, ч.
Годичные Издержки на сервис и ремонт , тыс. руб.
, (1.22)
где р — норма отчислений на ремонт и сервис, о.е.
Длительность работы блочного трансформатора , ч
, (1.23)
где — время часов в году;
— время ремонта трансформатора, ч.
Время наибольших утрат, ч
(1.24)
Утраты электроэнергии в автотрансформаторе, МВтч
, (1.25)
где индексы В, С, Н — величины, относящиеся соответственно к обмоткам высшего, среднего и низшего напряжения. значения , , обусловятся для соответственных Тнб по (1.23).
Утраты мощности к.з. в обмотках ВН, СН, НН , , , кВт
= (1.26)
Если обмотка НН автотрансформатора не загружена, то , МВтч
(1.27)
Утраты электроэнергии в параллельно работающих трансформаторах, МВтч
. (1.28)
Издержки на утраты электроэнергии для всякого из вариантов , руб.
. (1.29)
где — стоимость кВтч электроэнергии,;.
Финансовложения определяются по укрупненным показателям цены частей схемы. Расчет серьезных издержек приводятся в таблице 5.
Таблица 5 — Определение издержек на серьезные вложения
Тип оборудования
Стоимость единицы, тыс. руб.
Вариант 1
Число единиц, шт.
Общая стоимость, тыс. руб.
Трансформаторы
ТРДЦН-125000/110
196
1
196
ТДЦ-125000/110
140
2
280
АТДЦТН-200000/330/110
291
2
582
электронные 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 10-2х1600-0,14У3
1,75
2
3,5
Генераторный выключатель
35,6
2
71,2
Общая стоимость
2169,9
С учетом индекса роста цен k = 150
325485
Годичные Издержки на ремонт и обслуживаение
Для трансформаторов Т1, Т2, Т3 .
время наибольших утрат для трансформаторов Т3 (1.24)
Утраты энергии в трансформаторах Т3 (1.27)
.
Для определения утрат энергии в трансформаторе Т1 (Т2) заполняется таблица 6 перетоков мощности через данные трансформаторы.
Таблица 6 — значения перетоков мощности через один трансформатор (Т1 либо 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 большей перегрузки .
Время наибольших утрат для трансформатора Т1 (Т2) (1.24)
Расчетная (наибольшая) перегрузка трансформатора Т1 (Т2)
.
Утраты энергии в трансформаторе Т1 (Т2)
Для определения утрат 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 большей перегрузки
Время наибольших утрат для автотрансформатора АТ1 (АТ2) (1.24)
Расчетная (наибольшая) перегрузка автотрансформатора АТ1 (АТ2) .
.
Утраты энергии в автотрансформаторе АТ1 (АТ2) (1.27)
Суммарные утраты для схемы 1
Издержки на утраты электроэнергии
,
Дисконтированные издержки, ДИ (1.20)
Таблица 8 — Определение издержек на серьезные вложения
Тип оборудования
Стоимость единицы, тыс. руб.
Число единиц, шт.
Общая стоимость, тыс. руб.
Трансформаторы
ТРДЦН-125000/110
196
2
392
ТДЦ-125000/330
186
1
186
АТДЦТН-125000/330/110
238,5
2
477
электронные 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 10-2х1600-0,14У3
1,75
2
3,5
Генераторный выключатель
35,6
2
71,2
Общая стоимость
2262,3
С учетом индекса роста цен k = 150
339345
Годичные Издержки на сервис и ремонт
Для трансформатора ТРДЦН-125000/110 .
Для трансформатора ТДЦ-125000/330 .
время наибольших утрат для блочного трансформатора Т1 (1.24)
Утраты энергии в трансформаторе Т1 (1.27)
значения перетоков мощности через один трансформатор (Т2 либо Т3) такие же как в Схеме 1.
время наибольших утрат для трансформатора Т2 (Т3) (1.24)
Расчетная (наибольшая) перегрузка трансформатора Т2 (Т3)
.
Утраты энергии в трансформаторе Т2 (Т3) (1.27)
Для определения утрат 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 большей перегрузки
Время наибольших утрат для автотрансформатора АТ1 (АТ2) (1.24)
Расчетная (наибольшая) перегрузка автотрансформатора АТ1 (АТ2)
.
Утраты энергии в автотрансформаторе АТ1 (АТ2)
Суммарные утраты для схемы 3
Издержки на утраты электроэнергии
Дисконтированные издержки, ДИ (1.20)
тыс. руб.
Исходя из аспекта минимума дисконтированных издержек к предстоящему рассмотрению принимается вариант ТЭЦ со структурной схемой №3.
1.6 Выбор и обоснование схем РУ всех напряжений
Определяющими аспектами при выбирании схем РУ являются надежность, экономичность, ремонтопригодность, сохранность обслуживания и оперативная (техно) упругость.
Для РУ 110 кВ при 9 присоединениях выбирается схема «две системы сборных шин с обходной системой сборных шин». Схема предугадывает наличие 1-го обходного (ОВ) и 1-го шиносоединительного выключателя (ШСВ). В обычном режиме схема работает с фиксированным распределением присоединений (ШСВ включен). Выбор данной типовой схемы на РУ 110 кВ обоснован тем, что при имеющемся довольно большенном количестве присоединений две системы сборных шин делят схему на две части, повышая надёжность работы РУ. Деление схемы дозволяет ограничить токи недлинного замыкания (к.з.). наличие ШСВ в схеме дозволяет поочерёдно чинить системы сборных шин, наличие ОВ и обходной системы сборных шин дозволяет делать ремонт выключателя присоединения без его отключения.
Для РУ 330 кВ при 5 присоединениях выбирается кольцевая схема «пятиугольник». Выбор обоснован перечисленными выше определяющими аспектами. Класс напряжения РУ ВН — 330 кВ описывает необходимость выбора круговой схемы для увеличения надёжности работы РУ.
Для КРУ 10 кВ при 20 отходящих линиях выбирается схема «две секционированные системы сборных шин». Применение данной схемы на КРУ дозволяет понизить стоимость монтажа, обширно использовать механизацию и уменьшить время сооружения РУ. Схема довольно надёжна, экономна, ординарна в эксплуатации, имеет возможность расширения без значимых строй издержек. На каждое присоединение предусматривается один выключатель. Перегрузка распределяется умеренно по секциям, для данной нам цели употребляются сдвоенные реакторы. Трагедия либо ремонт на одной секции приводит к отключению четверти присоединений.
2. Расчет токов недлинного замыкания
2.1 Определение расчетных критерий КЗ
Для сокращения объёма вычислений обычно употребляется тот факт, что в электроустановках есть группы цепей, которые в отношении режима к.з. находятся приблизительно в схожих критериях. Это событие дозволяет разбить всю схему электроустановки на зоны, в каких инсталлируются те либо другие общие расчётные условия.
Токи КЗ рассчитываются на любом напряжении.
Расчетное время для определения токов КЗ , с
, (2.1)
где — собственное время отключения выключателя, с;
— время деяния релейной защиты, .
время отключения КЗ, требуемое для оценки тепловой стойкости аппаратов , с
, (2.2)
где — время срабатывания релейной защиты, ;
— полное время отключения выключателя, с.
За ранее намечается установка воздушных выключателей на РУ ВН, РУ СН и в цепи генераторов.
характеристики выключателей:
10кВ — ВВГ и ,
,
.
110 кВ — ВВБМ и ,
,
.
330 кВ — ВВ (то есть внутренние войска) и ,
,
.
2.2 Расчет характеристик схемы замещения
Расчет производится в относительных единицах по упрощённому способу. Базовая мощность принимается базовое напряжение ступени — средненоминальное напряжение, [2;§ 3.3б].
Рассчитываются базовые 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 (набросок 6) составляется схема замещения, изображённая на рисунке 8.
Набросок 10 — Схема замещения для расчётов токов КЗ
2.3 Расчет токов КЗ
Расчёт производится вручную и по программке «TKZ_Win_Pro» для точки К5 (набросок 10), сопоставление результатов — в таблице 10.
1-ый шаг преобразования схемы замещения.
Эквивалентируются ветки с и , (набросок 11).
, (2.13)
, (2.14)
, (2.15)
Набросок 11 — 1-ый шаг преобразования схемы замещения
2-ой шаг преобразования схемы замещения.
Эквивалентируются ветки с и , (набросок 12).
, (2.16)
, (2.17)
, (2.18)
Набросок 12 — 2-ой шаг преобразования схемы замещения
Повторяющаяся составляющая тока к.з. в исходный момент в системе , о.е.
, (2.19)
о.е.
Повторяющаяся составляющая тока к.з. в исходный момент в генераторе 1 , о.е.
, (2.20)
о.е.
Для определения удалённости генераторов Г2 и Г3 от точки к.з. нужно отыскать повторяющуюся составляющую тока к.з. в генераторах в исходный момент времени.
По схеме (набросок 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
, (2.24)
Производится пересчет в именованные единицы для ступени 10 кВ.
, (2.25)
,
,
.
Ударный ток КЗ , кА
, (2.26)
где — ударный коэффициент, ,.
,
,
.
Повторяющаяся составляющая тока к.з. для момента , кА в точке К5
, (2.27)
.
Повторяющаяся составляющая тока к.з. от генератора Г1 в момент времени ф , кА
, (2.28)
где — кратность повторяющейся составляющей тока к.з. в исходный момент к номинальному, [2, § 3.3ж], для и .
.
Повторяющаяся составляющая тока к.з. для момента , кА в точке К3,
.
Апериодическая составляющая тока , кА
, (2.29)
где — неизменная времени затухания апериодической составляющей, с [2;§ 3.3е], ,.
,
.
Апериодическая составляющая тока к.з. для момента , кА в точке К3
, (2.30)
2.4 Расчёт термического импульса
Термический импульс ,
, (2.31)
где — интеграл Джоуля от повторяющейся составляющей тока к.з., ;
— интеграл Джоуля от апериодической составляющей тока к.з., .
Термический импульс от повторяющейся составляющей тока к.з.,
генератор трансформатор издержка электронный
(2.32)
где — относительный интеграл Джоуля, о.е., для ;
— относительный интеграл от работающего значения повторяющейся составляю-щей тока в месте к.з., обусловленной действием генератора, о.е., для [3;§ 5.5].
Потому что производится условие , термический импульс от апериодической составляющей тока к.з.,
(2.33)
Термический импульс , , (2.31)
Библиографический перечень
1. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электронная 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. Электронная 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 (Союз Советских Социалистических Республик, также Советский Союз — 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 электронной 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 характеристик трехфазного недлинного замыкания [текст]: Учебное пособие. — Киров, изд. Кировский облкомстат, 2004. — 145 с.
]]>