42921

Выбор трансформатора блока. Блок генератор-трансформатор

Курсовая

Коммуникация, связь, радиоэлектроника и цифровые приборы

Поэтому условия работы блочного трансформатора полностью определяются номинальной мощностью генератора. Однако установка трех и более трансформаторов требует серьезного экономического обоснования поэтому установку двух трансформаторов связи в учебном проекте следует считать наиболее целесообразной. Графики перетока мощности в нормальном и ремонтном режимах приведены на рисунках и их сравнение показывает что по максимуму мощности наиболее тяжелым является график нормального режима работы станции. Согласно ГОСТ 1420985 для трансформаторов...

Русский

2013-11-03

548.76 KB

36 чел.

Технические параметры станции

Усл.

обозн.

Ед.изм.

Вариант 1

Мощность станции

Ртэц

МВт

200

Вид  топлива

уголь

Суточный график работы генераторов

Табл. №

1

Параметры первого потребителя

- напряжение

U1

кВ

6

- максимум активной мощности

Р1

%

40

- вид промышденности

Рис. №

1

Параметры второго потребителя

- напряжение

U2

кВ

35

- максимум активной мощности

Р2

%

24

- вид промышденности

Рис. №

9

Параметры Энергосистемы 1

ЭС 1

- мощность энергосистемы

S1

МВ·А

980

- относительное сопротивление

Хс1

о.е.

0.83

Параметры Энергосистемы 2

ЭС 2

- мощность энергосистемы

S2

МВ·А

- относительное сопротивление

Хс2

о.е.

Схема соединения энергосистем и станции

Рис. №

1

L1

км

29

Длина линий электропередач

L2

км

L3

км

Суточный график

работы генераторов 

Схема соединения

энергосистем и станции

Угледобыча

Деревообработка

вид промышленности

первого потребителя

вид промышленности

второго потребителя


Добавишь сюда таблици и рисунок «Мои схемы»

Выбор трансформаторов

Выбор трансформатора блока. Блок "генератор-трансформатор" не имеет поперечных электрических связей и подключается непосредственно к РУ повышенного напряжения. Поэтому условия работы блочного трансформатора полностью определяются номинальной мощностью генератора. Так как трансформатор должен пропускать без перегрузки полную мощность генератора и напряжения его обмоток должны соответствовать, с одной стороны, напряжению ОРУ, а с другой - напряжению генератора, то блочный трансформатор выбираем по следующим условиям:

 

При блочной компоновке регулирование напряжения на шинах ОРУ выполняется посредством АВР генераторов, поэтому трансформаторы блоков применяются без РПН.

Схема №1

В соответствии с этими условиями ТВФ-110 2EУ3 в блок с генератором мощностью с учётом собственных нужд 123.75 MBA (см. таблица 2.1 турбогенераторы) устанавливаем трансформатор типа ТДЦ-125000/110 У1.

Схема №2

В соответствии с этими условиями ТВФ-63 2У3 в блок с генератором мощностью с учётом собственных нужд 70.875 MBA (см. таблица 2.1 турбогенераторы) устанавливаем 2 трансформатора типа ТДЦ-80000/110 У1.

Выбор трансформаторов связи. Трансформаторы связи обеспечивают энергетическую связь шин низкого напряжения с шинами ОРУ и с энергосистемой, повышая тем самым надежность работы станции и надежность электроснабжения близко расположенных потребителей (в нашем случае это потребитель Р1). При избытке мощности на шинах ГРУ эта мощность через трансформаторы связи передается в энергосистему, а при дефиците потребляется из энергосистемы. Следует напомнить, что по своим функциям ТЭЦ является больше тепловой станцией, чем электрической и поэтому кратковременные потребления электроэнергии на шины этой станции - явление вполне нормальное.

Ввиду частого реверса мощности и различных требований к регулированию напряжений на шинах ГРУ и ОРУ трансформаторы связи должны иметь устройство РПН.

На ТЭЦ устанавливают не менее двух трансформаторов связи. Однако установка трех и более трансформаторов требует серьезного экономического обоснования, поэтому установку двух трансформаторов связи в учебном проекте следует считать наиболее целесообразной.

После выбора трансформаторы связи проверяются на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-85.

Выбор трансформаторов связи для “Схемы -1”. Графики перетока мощности в нормальном и ремонтном режимах приведены на рисунках и их сравнение показывает, что по максимуму мощности наиболее тяжелым является график нормального режима работы станции.

Согласно ГОСТ 14209-85 для трансформаторов допускается двухкратная перегрузка, поэтому при установке двух параллельно работающих трансформаторов их номинальная мощность выбирается по условию

Где Snep max - максимум суточного графика перетока мощности в нормальном режиме .

Намечаем к установке два трансформатора связи типа ТРДН - 40000/110 и проверяем их по ГОСТ 14209-85.

Так как при параллельной работе эти трансформаторы не перегружаются, то их оценка по перегрузочной способности в этом режиме не производится.

При отключении одного трансформатора (аварийный режим) появляется аварийная перегрузка, которая должна быть оценена по указанному ГОСТ. Проведем следующий анализ.

На графике перетока мощности нормального режима (рис. 3.4) наносим линию, соответствующую мощности проверяемого трансформатора

  1.  MBA) и определяем время его перегрузки (получаем tп = 0 ч).Теперь поэтому графику определим следующие коэффициенты:

коэффициент максимальной нагрузки

2) коэффициент начальной нагрузки (недогрузки)

где Sэкl - эквивалентная (среднеквадратичная) мощность начальной нагрузки, определяемая по интервалам времени, когда Snep < Sт.ном :

3)  коэффициент перегрузки

где Sэк2 - эквивалентная (среднеквадратичная) мощность перегрузки, определяемая по тем интервалам времени, когда Snep > Sт.ном :

;

Таким образом, с помощью коэффициентов К1 и К2 реальный график нагрузки преобразован в эквивалентный по тепловому износу двухступенчатый график, который и используется для оценки перегрузочной способности трансформатора. При правильном преобразовании реального графика в двухступенчатый должно соблюдаться условие

Так как данное условие не соблюдается, двухступенчатый график требует коррекции, которую производим следующим образом. Вместо рассчитанного значения К2 принимаем новое значение и пересчитываем реальное время перегрузки в эквивалентное:

После этого определяем допустимое значение коэффициента перегрузки по таблицам ГОСТ по разделу "аварийные перегрузки". Для этого используем следующие данные:

система охлаждения трансформатора……………………………..Д;

эквивалентная годовая температура воздуха для г. Сургут… θ0ХЛ = +10 °С;

время перегрузки трансформатора t' = 0 ч;

коэффициент начальной нагрузки К1, = 0;

коэффициент перегрузки К2' = 1,618.

Согласно данным ГОСТ, предельно допустимое значение коэффициента

перегрузки К2доп =2.

Вывод. Соблюдение условия К2 ' < К2доп (1,618 < 2) позволяет принять для установки в "Схему -1" трансформатора связи типа ТРДН - 40000/110.

Для Схемы 2 условие аналогичны.

Выбор схем распределительных устройств

Вид схем распределительных устройств ТЭЦ определяется функциями станции в энергосистеме и ее структурной схемой. К факторам, оказывающим наибольшее влияние на схемы РУ, относятся: количество генераторов и наличие блоков; состав потребителей, планируемых к подключению к шинам станции; уровни напряжений. Основные требования к главной схеме станции и ее распределительных устройств изложены в нормативных документах [1,2,3,8].

Выбор схемы ГРУ. Согласно требованиям, изложенным в [1], ГРУ, как правило, выполняется с одной секционированной системой сборных шин с различными модификациями. Эти схемы применяются при числе присоединений на секцию не более 8. Секционирование должно выполняться так, чтобы каждая секция имела источник энергии и примерно соответствующую нагрузку. Поэтому число секций ГРУ выбираем равным числу генераторов, работающих на шины этого распределительного устройства.

В редких случаях и при достаточном обосновании в ГРУ может быть принята двойная система шин с одним выключателем на присоединение. Причинами использования такой схемы может стать:

  1.  большое число присоединений на секцию (более 8);
  2.  питание потребителей 6-10 кВ по нерезервируемым линиям.

Для ограничения токов КЗ в схему устанавливаются секционные и линейные реакторы и используются трансформаторы с расщепленными обмотками.

Секционные реакторы ограничивают ток КЗ по всей сети генераторного напряжения, включая сборные шины, а линейные реакторы - только в распределительной сети. Поэтому при проектировании в первую очередь рассматривают возможность ограничения токов КЗ с помощью одних секционных реакторов. И только при недостаточном ограничении тока КЗ секционными реакторами рассматриваются варианты установки линейных реакторов. В качестве секционных реакторов используют одинарные реакторы, первоначально выбирая их по следующим условиям:

Номинальный ток реактора

Индуктивное сопротивление реактора,%

Вид схемы ГРУ

(0,6-0,8)1, ном

8-12

Прямолинейная схема

(0,5-0,7)1,

8-12

Схема кольца

Выбор схемы ОРУ. К РУ повышенного напряжения подключаются потребительские линии, линии связей с системой, трансформаторы связи, блоки, если такие есть на станции, а также резервные трансформаторы собственных нужд.

На выбор схемы ОРУ наибольшее влияние оказывают следующие факторы: общее число присоединений к шинам ОРУ; уровень напряжения; режимы работы связи станции с системой, то есть работа только с обменной мощностью или также с транзитной мощностью энергосистемы.

При небольшом числе присоединений (6 и менее) и отсутствии планов на расширение ОРУ выгодны упрощенные схемы и схемы многоугольников.

При числе присоединений более 6 и напряжениях 35 -220 кВ рассматривают варианты с одной или двумя системами шин с одним выключателем на присоединение. Обходную систему шин применяют на ОРУ 110-220 кВ. При напряжении 330 кВ и более предпочтительными становятся схемы кольцевого типа 3/2 и 4/3.

Так как в данном проекте на станции должно быть установлено ОРУ-110 кВ, то для этого уровня напряжения используем "двойную систему рабочих шин с обходной системой шин". Для рационального секционирования рабочих шин требуется определить число присоединений для связи станции с энергосистемой и со вторым потребителем (согласно [1], на каждые 12-14 присоединений должна быть организована своя секция). Кроме того, на крупных энергоустановках каждый источник рекомендуем подключать на отдельную секцию, при мощности источника 125 MBA и более это требование становится обязательным [1]. На ОРУ в схеме ТЭЦ источниками надо считать не только генераторы, но и выводы основных трансформаторов (в нашем случае трансформаторов связи).

Количество цепей ЛЭП, присоединяемых к шинам станции, определяем по их пропускной способности:

количество цепей для связи с энергосистемой определяется максимумом

обменной мощности станции с системой Sобм.mаx и пропускной способностью одной цепи воздушной линии Sл 110 при напряжении 110 кВ:

-количество цепей для связи с потребителем определяется максимумом мощности этого потребителя:

-общее число присоединений на шины ОРУ

где соответственно число трансформаторов связи и блоков

По данным, приведенным в [ 13], для воздушных линий 110 кВ принимаем пропускную способность одной цепи 50 MBA.

Схема №1

Так как наибольший максимум обменной мощности приходится на нормальный режим генератора (), то количество цепей, необходимое для связи станции с энергосистемой, рассчитывается по формуле

По максимуму мощности потребителя Р2 определяется необходимое число цепей ЛЭП

Общее число присоединений к шинам ОРУ

Схема №2

Так как наибольший максимум обменной мощности приходится на нормальный режим генератора (), то количество цепей, необходимое для связи станции с энергосистемой, рассчитывается по формуле

По максимуму мощности потребителя Р2 определяется необходимое число цепей ЛЭП

Общее число присоединений к шинам ОРУ

Добавишь сюда рисунок «Схемы версии 2».

Технико-экономический расчет структурных схем

Технико-экономические расчеты обеспечивают предварительную экономическую экспертизу вариантов. В соответствии с "Методикой технико-экономических расчетов в энергетике", оптимальным из сравниваемых вариантов считается вариант, обеспечивающий минимум приведенных затрат:

где рн - нормативный коэффициент использования капитальных затрат (для энергетики он равен 0,12); К - капиталовложение в установку (определяется по укрупненным показателям); И - годовые издержки на эксплуатацию схемы. Технико-экономическая оценка по данной формуле носит упрощенный характер, так как использована упрощенная формула приведенных затрат. Во- первых, в формуле не учитывается составляющая ущерба от перерывов электроснабжения и понижения качества энергии, во-вторых, приведенные затраты рассчитываются при условии, что объект строится в один этап и эксплуатируется с постоянными годовыми издержками.

Если рассматриваемые варианты равноценны в стоимостных показателях, предпочтение отдают варианту с лучшими техническими показателями: большая однотипность, надежность, удобство эксплуатации и ремонтопригодность, возможность развития и т.д.

Расчет капиталовложений. В капитальных вложениях учитываются только элементы главной схемы: генераторы, трансформаторы связи и блоков, силовые выключатели на 10 кВ и 110 кВ. Расчеты проводятся по укрупненным показателям стоимости, в которых может учитываться стоимость оборудования и строительно-монтажных работ. Оценку выключателей проводят согласно следующим рекомендациям: в РУ 110-500 кВ устанавливаются воздушные выключатели; в РУ 6-10 кВ устанавливаются маломасляные выключатели.

Капиталовложение в установку определяется следующим образом:

Расчет эксплуатационных издержек. Эксплуатация рассматриваемых схем сопровождается финансовыми издержками, из которых в данном проекте будем учитывать: амортизационные отчисления; отчисления на обслуживание и ремонт; стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах связи и блоков. При этом все виды эксплуатационных издержек определяются на один год эксплуатации установки по формуле

где ра - норма амортизационных отчислений (ра = 0,064); poр - норма отчислений на обслуживание и ремонт (pop11O=0.03- для оборудования 35-150 кВ, рор10 = 0,04 - для оборудования до 20 кВ); Сэ - стоимость потерь электроэнергии (Сэ = 0,6 коп/кВт - ч ); д W - потери электроэнергии в трансформаторах за год, кВт*ч / год.

Расчет потерь в трансформаторах. Потери электроэнергии зависят от графика мощности, проходящей через трансформаторы, параметров трансформаторов и их числа. Для однотипных параллельно работающих трансформаторов эти потери определяются по формуле

где ,  - потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора, кВт;  - число параллельно работающих трансформаторов; Smax - максимум графика мощности, MBA; Shom - номинальная мощность трансформатора, MBA; Т = 8760 ч - число часов в году; - время наибольших потерь, зависит от продолжительности использования максимальной нагрузки Тmах и cosφ нагрузки и определяется по [13] либо по формулам [17].

Так как в данных расчетах не учитывается сезонность графиков нагрузок, то продолжительность использования максимальной нагрузки графика будет определяться по формуле

Где  cуточный переток энергии через трансформаторы, определяемый графиком нагрузки.

Схема №1

Стоимость генераторов

Стоимость трансформаторов

+160=350 тыс.руб

Стоимость силовых выключателей на 110 кВ. Количество выключателей на 110 кВ определяется количеством присоединений к шинам ОРУ и выключателями, обслуживающими схему ОРУ: 1- секционный, 2 - шиносоединительных,. Таким образом, количество выключателей в схеме ОРУ

Стоимость силовых выключателей на 10 кВ. В расчет принимаются все выключатели ГРУ за исключением выключателей, присоединенных к потребителю Р1 (потому что для обоих вариантов их число одинаково), и выключателей на собственные нужды (с.н. в проекте не разрабатываются). При этих условиях в расчетное число выключателей входят: 2 - генераторных,  1 - секционных. Стоимость выключателей

Полная стоимость основного оборудования

Расчет эксплуатационных издержек проводится следующим образом.

  1.  Потери в трансформаторах связи. Расчет потерь ведем по графику перетока мощности через трансформаторы связи для нормального режима работы станции (см. табл). Время использования максимума и время наибольших потерь для этого графика соответственно равны:

=2025 ч.

  1.  Потери в трансформаторе блока. Через этот трансформатор проходит мощность генератора блока, поэтому расчет потерь ведем по графику нагрузки генератора.

Время использования максимума и время наибольших потерь для этого графика соответственно равны:

Таким образом, потери в трансформаторах блока

  1.  Полные потери энергии в трансформаторах станции

  1.  Эксплуатационные издержки определяются по формуле

Расчет приведенных затрат проводится по формуле

Схема №2

Стоимость генераторов

Стоимость трансформаторов

=470 тыс.руб

Стоимость силовых выключателей на 110 кВ. Количество выключателей на 110 кВ определяется количеством присоединений к шинам ОРУ и выключателями, обслуживающими схему ОРУ: 2- секционный, 2 - шиносоединительных,. Таким образом, количество выключателей в схеме ОРУ

Стоимость силовых выключателей на 10 кВ. В расчет принимаются все выключатели ГРУ за исключением выключателей, присоединенных к потребителю Р1 (потому что для обоих вариантов их число одинаково), и выключателей на собственные нужды (с.н. в проекте не разрабатываются). При этих условиях в расчетное число выключателей входят: 2 - генераторных,  1 - секционных. Стоимость выключателей

Полная стоимость основного оборудования

Расчет эксплуатационных издержек проводится следующим образом.

  1.  Потери в трансформаторах связи. Расчет потерь ведем по графику перетока мощности через трансформаторы связи для нормального режима работы станции (см. табл). Время использования максимума и время наибольших потерь для этого графика соответственно равны:

=2025 ч.

  1.  Потери в трансформаторе блока. Через этот трансформатор проходит мощность генератора блока, поэтому расчет потерь ведем по графику нагрузки генератора.

Время использования максимума и время наибольших потерь для этого графика соответственно равны:

Таким образом, потери в трансформаторах блока

  1.  Полные потери энергии в трансформаторах станции

  1.  Эксплуатационные издержки определяются по формуле

Расчет приведенных затрат проводится по формуле

Вывод. Результаты расчетов обоих вариантов схем станции представлены в табл. 3.7. Как следует из этих данных, приведенные затраты на строительство и эксплуатацию схемы ТЭЦ по первому варианту (схема 1) на 23 % меньше затрат чем по второму варианту (схема 2), поэтому принимаем для дальнейшей проектной разработки схему 1. В таблице приведены технические характеристики генераторов и трансформаторов этой схемы.

Сводные данные технико-экономического расчета вариантов ТЭЦ

Схема

К,

тыс.руб.

И,

тыс.руб.

3,

тыс.руб.

Схема I

Схема II

Каталожные данные генераторов

Место

установки

Тип

К-во

 МВт

      о.е.

Цена, тыс. руб

ГРУ

ТВФ-63-2ЕУЭ

1

78,75

63

10,5

0,80

0,1361

460

ТВС-32У3

1

40

32

10,5

0,80

0,11

320

Блок

ТВФ-110-2ЕУЗ

1

137,5

110

10,5

0,80

0,17

510

Каталожные данные трансформаторов

Место

установки

Тип

К-во

Ubh,

кВ

Uhh,

кВ

Рх,

кВт

Рк,

кВт

Uk,

%

Цена, тыс. руб.

Тр-р связи

ТРДН- 63000/110

2

63

115

10,5

50

245

10,5

110

Блок

ТДЦ-125000/110 У1

1

125

121

10,5

92

400

10,5

255

Задание базисных величин.

В качестве базисных величин принимаем:

 

 

Расчёт сопротивлений схемы замещения.

Расчёт сопротивлений выполняется в относительных единицах при базисных условиях(для упрощения «звёздочка» в индексах опущена)

1. Сопротивление энергосистемы:

 

 

2. Сопротивление ЛЭП (результаты расчётов сведены в таблицу 1 ):

 

 

где – удельное сопротивление линии; – кол-во параллельных цепей; – длина линии.

Таблица 1.

ЛЭП

Uб1

худ

nц

L

Сопротивление линии в схеме замещения, о.е.

W1

115

0.4

3

29

=0,287

3. Сопротивление генераторов (результаты расчётов сведены в таблицу 2):

 

 

 

 

где Xd – относительное сверхпереходное индуктивное сопротивление по продольной оси; Sг.ном – номинальная мощность генератора.

Таблица 2.

Генератор

Sг.ном, МВА

Xd, о.е.

Сопротивление в схеме замещения, о.е.

С2(ГРУ1)

78,75

0,136

х1=1,692

С3(ГРУ2)

40

0,11

х2=2,695

С4(блок)

235,3

0,19

х3=1,212

4. Сопротивление двухобмоточного трансформатора блока:

 

 

где uk – напряжение КЗ трансформатора; Sт.ном.блок – номинальная мощность трансформатора, МВА.

5. Сопротивления трансформаторов связи с расщеплёнными обмотками:

полное сопротивление трансформатора

 

 

6. Сопротивление секционных реакторов

 

Расчёт ЭДС источников.

В данной схеме источниками являются генераторы станции и энергосистема, к которой станция подключена(подпиткой от нагрузки пренебрегаем). Каждый источник вводится в схему замещения своей сверхпереходной ЭДС, которая определяется по формуле:

 

где U,I,величины предшествующего(нормального режима) в о.е.(кроме ).

  1.  ЭДС генераторов ГРУ:

 

 

  1.  ЭДС генераторов блоков:

 

  1.  ЭДС энергосистемы из-за электрической удалённости

E´´с=1 о.е.

Примечание: в дальнейшем для всех физических величин, вычисленных в о.е., обозначение «о.е.» будет опускаться.

Добавишь Сюда Рисунок 1.

Расчёт токов КЗ в точке К1.

Производим последовательное преобразование исходной схемы замещения к простейшему, лучевому виду.

  1.  Определим суммарные сопротивления блоков и системы(Рисунок 1):

 

 

;

;

;

 

 

Ветви с источниками С2, С3 заменяем эквивалентным источником(Рисунок 1).

 

;

 

В результате показанных преобразований получена лучевая схема замещения (рис) с тремя эквивалентными. Ток КЗ в точке К1 будет равен сумме токов лучей.

 

Результаты расчётов токов короткого замыкания в точке К1 приведены в таблице 14 ().

Таблица 3.

Источник

Xk, о.е.

, кА

,кА

Система

1

1,117

0,895

4,404

10,028

1,61

Блок

1,102

2,035

0,541

2,664

7,403

1,965

Генераторы

ГРУ

0,575

2,831

7,828

1,955

Полный ток

-

-

-

9,900

25,260

-

Расчёт токов короткого замыкания в точке К2.

Произведём в этой схеме следующие преобразования:

  1.  Ветви с источниками заменим эквивалентным источником ЭДС и эквивалентным сопротивлением (Рисунок 2.).

;

 

 


 

;

;

 

Получена простейшая лучевая схема, в которой точка КЗ подпитывается двумя эквивалентными источниками (Рисунок 2.).

Ток КЗ от генератора С2, на шинах которого произошло короткое замыкание рассчитывается по формулам

Суммарный ток КЗ от остальных источников

  1.  Для определения токов в ветвях схемы сначала определим коэффициенты распределения, по значениям которых определим ток любой ветви, рассчитанной по формуле

где Ck- коэффициента распределения k ветви схемы замещения.

Коэффициенты распределения определяем, принимая C31. Тогда, согласно схеме замещения, имеем

C22=C28=C27=1,            

 

 

На Рисунок 2.  и в таблице  показано распределение периодической составляющей токов КЗ, полученное по коэффициентам распределения. На основе этого рисунка можно сделать следующие выводы:

  1.  проведенные преобразования и вычисления можно считать правильными только в случае соблюдения первого закона Кирхгофа для всех узлов схемы  ΣIk=0 или ΣCk=0
  2.  секционные реакторы являются эффективным средством ограничения токов КЗ, это видно по току генератора I14 
  3.  проверку секционных реакторов на динамическую и термическую стойкость следует проводить по данным цепи с током I10.

        

                                                     Таблица 4.

Источник

In0. кА

, кА

Ky

Система

17,588

45,269

1,820

Блок

9,634

26,772

1,965

G1

34,433

95,199

1,955

G2

10,120

27,979

1,955

Полный ток в К2

71,775

195,221

-

Ток в цепи реакторов

14,862

41,090

1,955

Добавишь Сюда Рисунок 2.

Выбор оборудования.

Выбор выключателей. Всю схему электроустановки разделим на две зоны, в которых существуют общие расчетные условия:

I зона включает в себя цепи повышенного напряжения (сборные шины 110 кВ), которые рассчитываются по токам КЗ, определённым в точке К1.

II зона включает в себя цепи напряжения 6 кВ, которые рассчитываются по токам, определённым при КЗ на сборных шинах 6 кВ (точка К2).

Выбор выключателей для цепей 110 кВ.

  1.  Определим цепь, в которой существует наиболее тяжелый продолжительный режим по току (этот ток примем за Iрасч ).

- для цепей с трансформаторами связи утяжеленным режимом является режим вынужденного отключения одного трансформатора, когда второй трансформатор принимает всю мощность перетока. При этом расчет ведется по графику перетока с большим максимумом. Согласно данным, наибольший максимум мощности перетока приходится на ремонтный режим (71,912 МВА), поэтому

- для линии, связывающих ТЭЦ с системами, утяжеленным считаем режим вынужденного отключения одной цепи. Ток этого режима определяется по максимуму графика обменной мощности. Согласно данным, наибольший максимум обменной мощности приходится на ремонтный режим(119,45

МВА), поэтому

- блок “генератор-трансформатор” коммутируется на стороне 110 кВ и для него утяжеленным режимом является допустимая для генератора 5%  перегрузка

Таким образом, среди всех цепей I зоны наиболее тяжелый токовый режим приходится на блок. Поэтому выбор выключателей ОРУ ведем по расчетному току

  1.  Намечаем для установки в схему выключатель по следующим условиям:

Uном Uуст=110 кВ

Iном Iрасч=0,758 кА

Iдин Iп0=9,900 кА

Iдин.max iy=25,260 кА

По этим условиям подходит элегазовый выключатель для наружной установки типа ВЭК-110-40/2000У1 со следующими номинальными параметрами:

Uном =110 кВ - номинальное напряжение;

Iном =2 кА - номинальный ток;

Iотк.ном=40 кА - номинальный ток отключения;

βном=40% - нормированное содержание апериодической составляющей;

Iдин=40 кА - предельный сквозной ток (действующее значение);

Iдин.max=102 кА - предельный сквозной ток (наибольший пик);

Iдин=40 кА - номинальный ток включения (действующее значение);

Iдин.max=102 кА - номинальный ток включения (наибольший пик);

Iт.ном=50/3 кА/с - номинальный ток термической стойкости/допустимое время его действия, кА/c;

tсоб=0,04 с - собственное время отключения;

tв=0,065 с - время отключения (полное).

Вспомогательные расчеты для проверки выключателя (табл.5, 6)

  1.  Проверка выключателя по отключающей способности проводится по условиям Iотк.ном Iпτ, iaτ.ном iaτ, для чего требуется определить значение токов короткого замыкания Iпτ и iaτ  в момент расхождения контактов выключателя   τ=tрз.min + tсоб= 0.01+0.04=0.05 с.                       

Периодическая составляющая тока определяется по методу типовых кривых следующим образом:

  1.  для каждого источника определяется его электрическая удаленность от точки КЗ

 

- по типовым кривым определяется коэффициент γ(τ) и вычисляется периодическая составляющая тока КЗ по формуле

- вычисляется апериодическая составляющая тока КЗ

где Та - постоянная времени затухания апериодического тока определяется приближенно для данного источника по справочникам;

  1.  по значениям суммарных токов вычисляется расчетное содержание апериодического тока в точке отключения

- полный ток в момент времени τ

- полный номинальный ток отключения

  1.  Для проверки выключателя на термическую стойкость требуется рассчитать импульс квадратичного тока КЗ за полное время его действия

tотк = tрз.max + tв =4+0,065=4,065 с.

Тепловой импульс от тока КЗ определим по формуле

Таблица 5.

И Источник

Iпо, кА

Iном, кА

α, о.е.

γ(τ), о.е.

Iпτ, кА

Та,   с

i, кА

βрас, %

Bk, кА2с

Система

-

-

1

0,02

-

Блок

0,94

0,26

-

G1, 2

0,95

0,25

-

   

-

-

-

-

-

                                                                                                               Таблица 6.

Расч. парам.

цепи

Каталож. дан.

выкл.

Условия

выбора

Результат проверки

Uуст=110 кВ

Uном =110 кВ

Удовл.

Iрасч= кА

Iном =2 кА

Удовл.

Iпτ=кА  

Iотк.ном=40 кА

Удовл.

βрас=%

iτ=

βном=40%

Iпол.отк=79,196 кА

βрас≤ βном

iτIпол.отк

Не удовл.

Удовл.

Iпо=9,900 кА

Iдин =40 кА

Iп0Iдин

Удовл.

iy=25,260 кА

Iдин.max =102 кА

iy Iдин.max

Удовл.

Bk= кА2с

    I2т.номtT=37500 кА2с

BkI2т.номtT

Удовл.

Вывод: выключатель типа ВЭК-110-40/2000У1 проходит по всем условиям выбора и принимается к установке на всех присоединениях и на межсекционных связях ОРУ.

Выбор выключателей для цепей 10 кВ.

  1.  Определяем расчетный ток длительного режима:

- для цепей с трансформаторами связи утяжеленный режим будет при отключения одного трансформатора. Но поскольку выбранные трансформаторы имеют расщепленные обмотки, наибольший ток цепи

- для цепей с генераторами утяжеленный режим определяется для цепи самого мощного генератора, подключенного к шинам ГРУ, с учетом его допустимой 5-процентной перегрузки

За расчетный ток длительного режима принимаем

  1.  Намечаем для установки в схему выключатель по следующим условиям:

Uном Uуст=10 кВ

Iном Iрасч=4,774 кА

Iдин Iп0=71,775 кА

Iдин.max iy=195,221 кА

По этим условиям подходит выключатель, предназначенный для внутренней установки типа МГУ-20-90/6300У3 со следующими номинальными параметрами:

Uном =20 кВ - номинальное напряжение;

Iном =6,3 кА - номинальный ток;

Iотк.ном=90 кА - номинальный ток отключения;

βном=20% - нормированное содержание апериодической составляющей;

Iдин=105 кА - предельный сквозной ток (действующее значение);

Iдин.max=300 кА - предельный сквозной ток (наибольший пик);

Iдин=60 кА - номинальный ток включения (действующее значение);

Iдин.max=150 кА - номинальный ток включения (наибольший пик);

Iт.ном=90/4 кА/с - номинальный ток термической стойкости/допустимое время его действия, кА/c;

tсоб=0,15 с - собственное время отключения;

tв=0,2 с - время отключения (полное).

Вспомогательные расчеты для проверки выключателя (табл. 7, 8).

1. Проверка выключателя по отключающей способности проводится по условиям Iотк.ном Iпτ, iaτ.ном iaτ, для чего требуется определить значение токов короткого замыкания Iпτ и iaτ  в момент расхождения контактов выключателя   τ=tрз.min + tсоб= 0.01+0.15=0.16 с.                           

Периодическая составляющая тока определяется по методу типовых кривых следующим образом:

  1.  для каждого источника определяется его электрическая удаленность от точки КЗ

 

- по типовым кривым определяется коэффициент γ(τ) и вычисляется периодическая составляющая тока КЗ по формуле

- вычисляется апериодическая составляющая тока КЗ

где Та - постоянная времени затухания апериодического тока определяется приближенно для данного источника по справочникам;

  1.  по значениям суммарных токов вычисляется расчетное содержание апериодического тока в точке отключения

- полный ток в момент времени τ

- полный номинальный ток отключения

2. Для проверки выключателя на термическую стойкость требуется рассчитать импульс квадратичного тока КЗ за полное время его действия

tотк = tрз.max + tв =4+0,2=4,2 с.

Тепловой импульс от тока КЗ определим по формуле

                                                                                                                  Таблица 7.

И Источник

Iпо, кА

Iном, кА

α, о.е.

γ(τ), о.е..

Iпτ, кА

Та,   с

i, кА

βрас, %

Bk, кА2с

Система

-

-

1

0,045

-

Блок

0,98

0,045

-

G1

0,68

0,045

-

G2

0,89

0,045

-

71,775

-

-

-

-

                                                                                                                 

Таблица 8.

Расч. парам.

цепи

Каталож. дан.

выкл.

Условия

выбора

Результат проверки

Uуст=10 кВ

Uном =20 кВ

UустUном

Удовл.

Iрасч= кА

Iном =6,3 кА

IрасIном

Удовл.

Iпτ= кА

Iотк.ном=90 кА

IпIотк.ном

Удовл.

βрас=3,449%

βном=20%

βрас≤ βном

Удовл.

iτ= кА

Iпол.отк=152,735 кА

Iп0Iдин

Удовл.

Iпо=71,775 кА

Iдин =90 кА

Iп0Iдин

Удовл.

iy=195,221 кА

Iдин.max =300 кА

iy Iдин.max

Удовл.

Bk= кА2с

I2т.номtT=37500 кА2с

BkI2т.номtT

Удовл.

Вывод: выключатель типа МГУ-20-90/6300У3 проходит по всем условиям выбора и принимается к установке на всех присоединениях и на межсекционных связях ОРУ.

          Выбор разъединителей. Расчетные условия выбора разъединителей и выключателей совпадают. Поэтому для цепей с напряжением 110 кВ намечаем к установке разъединитель наружной установки, двухколонковый с заземляющими ножами РНДЗ-1-110/1000У1.

Результаты выбора разъединителей РНДЗ-1-110/1000У1.  

           Таблица 9.

Расчетные параметры цепи

Каталожные данные разъединителя

Условие выбора

Результат проверки

Uуст=110 кВ

Uном=110 кВ

UустUном

удовл.

Iрас= кА

Iном=2 кА

IрасIном

удовл.

iу=25,260 кА

iдин=100 кА

iуiдин

удовл.

Bк=  кА2·с

I2т.ном·tт=4800 кА2·с

BkI2т.ном·tТ

удовл.

Для цепей с напряжением 6 кВ выбираем разъединитель внутренней установки, рубящий с заземляющими ножами РВРЗ-1-20/6300У3.

Результаты выбора разъединителей РВРЗ-1-20/6300У3            

Таблица 10.

Расчетные параметры цепи

Каталожные данные разъединителя

Условие выбора

Результат проверки

Uуст=10 кВ

Uном=20 кВ

UустUном

удовл.

Iрас= кА

Iном=6,3 кА

IрасIном

удовл.

iу=195,221 кА

iдин=260 кА

iуiдин

удовл.

Bк=  кА2·с

I2т.ном·tт=40000 кА2·с

BkI2т.ном·tТ

удовл.

Проверка секционных реакторов . Секционные реакторы предварительно выбраны перед расчетом токов КЗ. Поэтому остается их проверить на электродинамическую и термическую стойкость. Для проверки реактора на термическую стойкость расчет теплового импульса от тока КЗ сделаем по формуле:

при времени действия тока КЗ, определяемого релейной защитой генератора ГРУ (4,0 с) и временем отключения выключателя МГУ-20-90/6300У3, равным  0,2 с:  tотк=tрз+tв=4,0+0,2=4,2 с.

Результаты проверки секционного реактора                               

Таблица 11.

Расчетные параметры цепи

Каталожные данные разъединителя

Условие выбора

Результат проверки

Uуст=10 кВ

Uном=10 кВ

UустUном

удовл.

Iрасч=          кА

Iном=2,5 кА

IрасIном

удовл.

iу=41,090 кА

iдин=60 кА

iуiдин

удовл.

Bк= кА2·с

I2т.ном·tт=4456 кА2·с

BkI2т.ном·tТ

удовл.

Выбор шин ГРУ. Т. к. это сборные шины, выбор делаем только по допустимому длительному току.

Расчетный ток определяется величиной максимальной мощности, которая может появиться на данных шинах. Поскольку максимальная мощность в секции ГРУ 78,75 МВА, то наибольшая концентрация мощности на шинах возможна при 5-процентной перегрузки генератора. Ток генератора в этом режиме принимаем за расчетный:

Выбираем алюминиевые шины коробчатого сечения рис.17  с допустимым током Iдоп= 5,650 кА со следующими характеристиками:

- материал шины – алюминиевый сплав ……………………...АДЗ31Т;                                 

- допустимое механическое напряжение сплава………...доп=96 МПа;

- расположение шин……………………………………горизонтальное;

- соединение швеллеров…………………………….жесткое (сваркой);

- момент сопротивления двух сращенных шин……Wy0-y0=100·10-6 м3;

- момент инерции двух сращенных шин……………..Jy0-y0=625·10-8 м4;

- масса шины на один метр………………………………...m=6,86 гк/м;

- расстояние между фазами …………………………………..а=0,8м.

  Размеры:

   h=150 мм;

              b=65 мм;

              c=7 мм;

              r=10 мм;

              g= 1785 мм2.

                                                            Рис. 3

Максимальная сила, приходящаяся на единицу длины средней фазы при трехфазном КЗ:

где а=0,8 м – расстояние м/у фазами; Кф – коэффициент формы (Кф=1,так как выбран проводник корытного сечения с высотой сечения более 0,1 м);
К
расп – коэффициент, зависящий от взаимного расположения проводников (Красп=1 при расположении в одной плоскости). При таком усилии расстояние м/у опорными изоляторами:

Задаем пролет между изоляторами L=1,8 м, что обеспечивает расчетное механическое напряжение в материале шины:

Частота собственных механических колебаний шины:

Вывод: выбранная шина удовлетворяет условиям динамической стойкости.

Проверка шины на термическую стойкость. Расчетное значение импульса квадратного тока, действующего на сборных шинах:
В
к= кА2 с. Минимально допустимое сечение по условию термической устойчивости:

Вывод: выбранная шина термически устойчива, так как ее сечение больше минимально допустимого: Sшины=1785 мм2 > Smin= мм2.

          Выбор изоляторов. Максимальная нагрузка на изолятор определяется формулой:

 

где Кф – коэффициент формы (Кф=1 для корытных проводников); Красп=1 при горизонтальном расположении проводников.

Выбираем опорный изолятор ОФ-10-4250УЗ с разрушающим усилием Fразр=42,5. Он удовлетворяет условию электродинамической стойкости, так как выполняется условие:   Fдоп=0,6·Fразр=0,6·42,5=25,5>Fрасч= кН.

Таким  образом, данная шинная конструкция удовлетворяет всем условиям эксплуатации.

Выбор трансформаторов тока (ТТ). Произведем выбор ТТ в цепи генератора ГРУ. Выбор производится:

- по напряжению Uтт.номUуст;

- по току Iтт.номIуст;

- по конструкции и классу точности.

Расчетным током является форсированный режим работы генераторов:

Iрасч=1,05·Iг.ном=кА.

Выбираем шинный трансформатор тока с литой изоляцией, предназначенный для  внутренней установки типа ТШЛ-10-5000-0,5/10р. Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в табл.23.                                                    

Таблица 12.

Расчетные данные

Каталожные данные

Условия выбора

Uуст=10 кВ

Uтт.ном=10 кВ

Uтт.номUуст

Iрасч=4,774 кА

Iтт.ном=5,0 кА

Iтт.номIуст

Вк=кА2  с

т·Iтт.ном)2·tт=(35·5)·3=91875·106 А2·с

Вкт·Iтт.ном)2·tт

Z2

Z2ном=1,2 Ом в классе точности 0,5

Z2Z2ном

                                                                                             

Таблица 13.

Прибор

Тип

Нагрузка (Sприб), ВА

Фаза-А

Фаза-В

Фаза-С

Амперметр

Э-377

0,1

0,1

0,1

Ваттметр

Д-335

0,5

--

0,5

Ваттметр

Д-335

0,5

--

0,5

Варметр

Д-335

0,5

--

0,5

Датч. акт. мощн.

--

0,5

--

0,5

Датч. реакт. мощн.

--

0,5

--

0,5

Счетчик акт. энергии

А-1800

0,5

0,5

0,5

Амперметр регистр.

Н-393

--

10

--

Ваттметр регистр.

Н-348

10

--

10

Итого

13,1

10,6

13,1

Сопротивление вторичной нагрузки считаем по наиболее загруженной  

фазе А:

- сопротивление приборов

- сопротивление соединительных проводов определяем из условия

rприб+rпров+rконтz2ном,

rпровz2ном-rприб-rконт=1,2-0,524-0,10,576 Ом,

где rконт=0,1 Ом – такое сопротивление контактов принимается при количестве приборов более трех.

При использовании алюминиевого контрольного кабеля АКВРГ с минимально допустимым сечением 4 мм2, его расчетная длина

 

Выбор трансформатора напряжения (ТН) (табл.14).

Технические условия:

- место установки ТН – шины генератора ГРУ;

- наивысший класс точности приборов, подключаемых к ТН – 1,0;

- в схеме трансформатора должен быть предусмотрен контроль изоляции.

Таблица 14.  

Прибор

Тип

Sобм, ВА

Кол-во приборов

мощность

потребления

Р, Вт

Q, Вар

Вольтметр

Э-335

2,0

3

6,0

--

Ваттметр

Д-335

1,5

2

6,0

--

Варметр

Д-335

1,5

1

3,0

--

Датчик акт. мощности

--

10,0

1

10,0

--

Датчик реакт. мощности

--

10,0

1

10,0

--

Счетчик акт. энергии

A-1800

2,0

1

1,8

1,8

Вольтметр регистр.

И-393

10,0

1

20,0

--

Ваттметр регистр.

Н-348

10,0

1

20,0

--

Частотомер

Э-372

3,0

2

3,0

--

Реле контроля изоляции

--

4,0

1

2,0

3,4

ИТОГО:

--

--

--

81,8

4,2

Для выполнения этих условий намечаем к установке пятистержневой, трехобмоточный трансформатор типа НАМИ-10-66У3 со следующими параметрами:

- номинальное напряжение обмоток, В:

первичной……………………………...……………..10000;

вторичной основной………………………………....100;

вторичной дополнительной………………….….......100/3;

- номинальная мощность в классе точности 0,5, ВА………120;

- схема соединения обмоток…………………………………Y0/Y0/-0.

Так как полная мощность нагрузки меньше номинальной в заданном классе точности:

Sнагр=86 ВА<Sт.ном=120 ВА,

данный трансформатор удовлетворяет условиям выбора и принимается к установке.

Расчет нагрузки цепи трансформатора тока. Перечень приборов, подключенных к ТТ, приведен в табл.24, а их схема включения – на рис.22.

Рис. 4. Схема включения измерительных приборов генератора.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

50026. Исследование процессов заряда и разрядки конденсатора и определение емкости конденсатора 255.5 KB
  Исследование процессов заряда и разрядки конденсатора и определение емкости конденсатора Цель работы: изучить временную зависимости напряжения на конденсаторе при подключении или отключении источника постоянной ЭДС и определить емкость конденсатора. Краткие теоретические сведения Рассмотрим процессы заряда и разрядки конденсатора при подключении или отключении источника постоянной ЭДС e0 в схеме представленной на рис. При включении ЭДС появлении импульса ток при заряде конденсатора протекает по внутреннему сопротивлению источника r и...
50027. Темперамента у подростков 235 KB
  Период отрочества характеризуется динамичными изменениями всех физиологических систем и психических функций. Одновременно с этим, подростку приходится осваивать новые социальные роли и функции, перестраивать отношения с окружающим миром, изменять представления о себе как о личности.
50028. Наближене обчислення визначених інтегралів. Методичні вказівки 192 KB
  Загальна квадратурна формула має вигляд: 1. Формула прямокутників Якщо в формулі НьютонаКортеса взяти n=0 то одержимо квадратну формулу методу прямокутників.Кожна з цих сум є інтегральною сумою для на відрізку і тому наближено виражають визначений інтеграл: 1 2 Ці формули називаються формулами прямокутників.1 видно що якщо додатна і зростаюча функція то формула 1 виражає площу ступінчатої фігури що складена із “ внутрішніх†прямокутників а формула 2...
50029. ЧИСЕЛЬНІ МЕТОДИ В ІНФОРМАТИЦІ. МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ 74.5 KB
  Розв’язування системи лінійних алгебраїчних рівнянь методом Гауса. Мета роботи: вивчити і засвоїти Методи Гауса і Жордана – Гауса розв’язування СЛАР. Метод Гауса полягає в зведенні квадратної системи 1 до трикутного вигляду з використанням алгоритму послідовного виключення невідомих. Алгоритм методу Гауса складається з двох етапів: Триангуляція матриці 2 Обчислення розв’язку системи рівнянь...
50030. Екологічне право 1.16 MB
  Можливе існування різних видів власності на природні ресурси та користування ними, але безумовно визначення організаційно-правових форм приналежності природних обєктів конкретним соціальним субєктам є своєрідною формою взаємодії суспільства і природи.
50031. Инструментальные возможности программы Corel Draw 167 KB
  Это также наиболее известный из графических программных продуктов корпорации Corel которая наряду с dobe Corportion является ведущим производителем программных продуктов для компьютерной графики. Достоинствам продуктов Corel Corportion является разработка нескольких миллионов готовых изображений причем каждая линия в них поддается редактированию. В Corel Drw существуют не только мощные средства векторного редактирования но и средства верстки многостраничных документов а также подготовки их как в печатном так и в электронном виде.
50032. Измерение параметров индуктивности в цепи переменного тока 255 KB
  Цель работы: Определение импеданса сдвига фаз и измерение индуктивности на разных частотах в резистивно-индуктивной цепи. При работе на переменном токе с реактивными элементами в цепи индуктивность емкость следует обязательно учитывать их реактивный характер проводимости. Кроме того реактивные...
50033. Перевірка правил Кірхгофа 133.5 KB
  Мета роботи: перевірити правила Кірхгофа для кола постійного струму. Теоретичні пояснення правил Кірхгофа а також їх практичне використання для розрахунку розгалужених електричних кіл показані в розділі 3. Застосуємо перше правило Кірхгофа до вузла В...
50034. ИЗМЕРЕНИЕ РАЗРЕШАЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ ОБЪЕКТИВОВ 315 KB
  Как следствие фокусное расстояние объектива зависит от длины световой волны и если для одной длины волны изображение хорошо сфокусировано то для других длин волн хорошей фокусировки не наблюдается. Если как это обычно бывает оправа объектива круглая то изображение светящейся точки имеет вид круглого пятна окруженного концентрическими светлыми и темными кольцами рис. Способность объектива создавать раздельные изображения близко расположенных мелких деталей называется разрешающей способностью объектива. Чем меньше угол  тем ближе...