Некомерческое акционерное общество

Некоммерческое акционерное общество

АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

Кафедра “Электрические станции, сети и системы ”

Основное и вспомогательное оборудование электрических станций и подстанций

Методические указания к выполнению расчетно-графических работ

(для студентов специальности

5В071800 - Электроэнергетика)

Алматы 2011

СОСТАВИТЕЛИ: Г.Х. Хожин, С.Е.Соколов, Р.М. Кузембаева, Д.Т. Сулейменова. Основное и вспомогательное оборудование электрических станций и подстанций. Методические указания к выполнению расчетно-графических работ для студентов специальности – 5В071800 Электроэнергетика – Алматы: АУЭС, 2011. – 28 с.

В представленной работе содержатся методические указания к РГР №1 и 2. Содержатся методические указания по выбору силовых трансформаторов (автотрансформаторов), по расчету годовых потерь энергии в трансформаторах, по выбору структурной схемы электростанции, по расчету токов короткого замыкания и выбор оборудования. Дан конкретный пример расчета годовых потерь энергии в трансформаторах, по выбору структурной схемы ТЭЦ и расчета по определению токов короткого замыкания.

Ил. 2, табл. 11, библиогр.- 8.

Методические указания предназначены для выполнения расчетно-графических работ по дисциплине «Основное и вспомогательное оборудование электрических станций и подстанций» студентам специальности 5В071800 – Электроэнергетика.

Рецензент: канд. техн. наук, профессор Бекмагамбетова К.Х.

Печатается по плану издания некоммерческого акционерного общества «Алматинский университет энергетики и связи» на 2011 г.

Введение

При выполнении расчетно - графических работ по дисциплине «Основное и вспомогательное оборудование электрических станций и подстанций», студент осваивает методику выбора трансформаторов, расчетов тока короткого замыкания для выбора и проверки параметров электрооборудования, электрических аппаратов и токоведущих частей электроустановок и технико-экономические расчеты для электрических станций, применяя знания, полученные из теоретического курса, приобретает навыки работы с технической и справочной литературой.

Основная цель расчетов в РГР №2 состоит в определении периодической составляющей тока короткого замыкания и ударного тока короткого замыкания для наиболее тяжелого режима работы электроустановок. Учет апериодической составляющей производят приближенно, допуская при этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе.

Расчетно-графические работы, для которых предназначены данные методические указания, является этапом для выполнения последующих самостоятельных работ по специальным дисциплинам и дипломных проектов.

Особое внимание, в РГР № 2, должно быть уделено вопросам:

- расчетной схеме и схеме замещения;

- определению сопротивления элементов схемы и приведению их к базисным условиям;

- определению токов короткого замыкания с учетом итогов от источников электроэнергии;

- выбора высоковольтных выключателей и разъединителей;

- выполнению принципиальной схемы ТЭЦ с учетом выключателей и разъединителей.

Особое внимание в этих расчетно-графических работах должно быть уделено вопросам выбора структурных схем электростанций, силовых трансформаторов и технико-экономическим расчетам при определении наиболее целесообразного варианта структурной схемы.

1 Расчетно-графическая работа №1

Целью работы является закрепление теоретических знаний и развитие у студентов самостоятельности в решении поставленных задач, приобретение практических навыков работы с технической литературой, нормативными и техническими условиями и ЭВМ.

Задачи РГР:

- выбор типа, количества и мощности трансформаторов;

- расчет годовых потерь энергии в трансформаторах;

- выбор принципиальной (структурной) схемы станций;

- выполнение чертежа принципиальной схемы электрических соединении ТЭЦ.

1.1 Объем и содержание РГР №1

РГР состоит из расчетно-пояснительной записки со структурной схемой электрических соединений электростанции.

1.1.1 Исходные данные

Исходные данные для выполнения РГР представлены в РГР по дисциплине «Электроэнергетика», где задаются:

- тип станции и вид топлива;

- число и мощность генераторов на станции;

- наличие электрических нагрузок, их напряжение и мощность;

- число и напряжение линий электропередачи, связывающих станцию с энергосистемой;

- графики выработки мощности генераторами ТЭЦ и нагрузки на напряжении 35 кВ;

- баланс мощностей для двух вариантов;

- варианты заданий к выполнению РГР.

1.1.2 Расчетно-пояснительная записка

Расчетно-пояснительная записка в объеме 15 страниц выполняется в ясной и сжатой формате на стандартных листах форматом А-4 (210х297). В записке должны быть приведены все расчеты и кратко изложены основные, принципиальные положения, поясняющие принятые в работе решения.

Содержание расчетно-пояснительной записки:

1) Выбор числа и мощности трансформаторов (автотрансформаторов) связи.

2) Расчет годовых потерь энергии в трансформаторах;

3) Технико-экономическое сравнение вариантов структурных схем и выбор целесообразного варианта.

4) Выбор электрических схем распределительных устройств электростанции.

5) Принципиальная схема электрических соединений выполняется на одном листе формата А-3 или А-2 в условных графических обозначениях в соответствии со стандартом. На принципиальной схеме должны быть показаны все генераторы, трансформаторы (автотрансформаторы), рабочие и резервные трансформаторы, собственных нужд, сборные шины РУ всех напряжений и отходящие от них линии, выключатели и разъединители, схемы соединений обмоток силовых трансформаторов (автотрансформаторов) [5.6].

1.2 РГР №1. Выбор трансформаторов на электростанциях

Выбор трансформаторов (автотрансформаторов) заключается в выборе типа, количества, номинальной мощности, которые определяются величиной перетока мощности в нормальном и аварийном режимах с учетом категорийности потребителей, питающихся от сборных шин РУ электростанции.

Рекомендации по выбору трансформаторов согласно [2-8] приведены ниже.

1.2.1 При питании потребителей первой и второй категории от шин генераторного напряжения электростанции необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов (автотрансформаторов) (в РГР принять все потребители – I и II категории).

1.2.2 При наличии трех напряжений необходимо стремиться к применению трехобмоточных трансформаторов, но принимая во внимания технико-экономические преимущества автотрансформаторов, целесообразно применять по – возможности, вместе с трехобмоточными трансформаторами автотрансформаторы (110 кВ и выше).

1.2.3 Выбор мощности трансформаторов произвести с учетом аварийных перегрузок на 40%.

1.2.4 При блочном соединении генератора и трансформатора определяется [4]:

_, (1.2.1)

где – установленнная мощность генератора блока, МВА;

– нагрузка собственных нужд при максимальной нагрузке генератора, МВА.

Номинальная мощность автотрансформатора блока определяется как:

_, (1.2.2)

где – коэффициент типовой мощности или коэффициент выгодности автотрансформатора, определяемый по напряжениям высокой – и средней - обмоток:

(1.2.3)

1.2.5 На электростанциях со сборными шинами генераторного напряжения (обычно это – ТЭЦ) суммарная мощность трансформаторов в нормальном режиме с учетом определяется из выражения:

где – минимальная нагрузка потребителей, питающихся от шин генераторного напряжения, МВА.

Выражения (3.3) записано для случая одинаковых значений cos φ генераторов, нагрузки и потребителей собственных нужд. В РГР принять значения равными .

Учет аварийных перегрузок дает следующее выражение для определения мощности трансформаторов [3]

(1.2.4)

где – максимальная нагрузка в аварийном режиме;

– коэффициент допустимой аварийной перегрузки из [3]; в РГР принять = 1,4.

Число трансформаторов связи на ТЭЦ со сборными шинами генераторного напряжения обычно не превышает трех. При блочных схемах число трансформаторов соответствует числу генераторов.

1.2.6 Электрическая связь между РУ 110 кВ и выше осуществляется с помощью автотрансформаторов (трехобмоточных трансформаторов), мощность которых определяется по максимальному перетоку в наиболее тяжелом режиме. На мощных станциях выдача электроэнергии в энергосистему происходит на двух, а иногда на трех повышенных напряжениях.

1.2.7 При выборе трансформаторов нужно справить несколько равноценных вариантов схем с различным числом, мощностью и типами трансформаторов.

1.3 Технико-экономическое сравнение структурных схем электростанций

Для каждого из сравниваемых вариантов выбора трансформаторов намечается наиболее целесообразная схема электрических соединений РУ на всех напряжениях.

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными затратами:

(1.3.1)

где – капиталовложения на сооружения электроустановки, у.е;

–0,12- нормативный коэффициент экономической эффективности;

– годовые эксплуатационные издержки, у.е/год;

– ущерб от недоотпуска электроэнергии, у.е/год.

В качестве у.е. в РГР используются единицы справочных изданий [3.4].

В учебном проектировании сравнение вариантов производится без учета ущерба, т.к. это составляющая предполагает определение надежности питания, вероятности и длительности аварийных отключений и других вопросов, рассматриваемых в специальной литературе.

При сравнении схем допустимо учитывать капиталовложения только по отличающимся элементам.

Стоимость трансформаторов можно определить по выражению [3]:

(1.3.2)

где – заводская стоимость трансформаторов [3 из таблиц 3.3 –3.11];

– коэффициент, учитывающий стоимость ошиновки, аппаратов грозозащиты, заземления, контрольных кабелей до щита управления, строительных и монтажных работ, а также материалов: таблица 10.3 [3].

Годовые эксплуатационные издержки определяются по формуле:

(1.3.3)

где – издержки на амортизацию и обслуживание;

и – соответствующие отчисления в % [3 из таблицы 10.2];

– издержки, связанные с потерями электроэнергии:

(1.3.4)

где – стоимость 1 кВт·ч потерь электроэнергии, у.е./кВт·ч;

– потери электроэнергии в элементах схемы, кВт·ч.

При выполнении РГР допускается принять в соответствии с данными [4]. Методика определения годовых потерь электроэнергии трансформаторах приведена [4].

Технико-экономические расчеты целесообразно приводить в табличной форме.

Для определения капитальных вложений рекомендуется таблица 1.3.1.

Т а б л и ц а 1.3.1 - Определение капитальных вложений

Наименование элемента	Расчетная стоимость единицы, у.е.	1 вариант		2 вариант
Наименование элемента	Расчетная стоимость единицы, у.е.	кол-во ед., шт	сумма, у.е.	кол-во ед., шт	сумма, у.е.
1 Трансформатор (автотрансформатор) 2 Ячейка РУ с выключателем
Итого

Окончательный вариант структурной схемы выбрать по таблице 1.3.2.

Т а б л и ц а 1.3.2 - Окончательный вариант выбора структурной схемы

Затраты

1 вариант

2 вариант

1 Расчетные капиталовложения,

К, у.е.

2 Отчисления на амортизацию,

U_a+U_o у.е.

3 Стоимость потерь энергии,

U_пот., у.е.

4 Приведенные min затраты, З, у.е.

1.4 Пример технико-экономического расчета по выбору структурной схемы ТЭЦ с установленной мощностью 250 МВт приведен в РГР по дисциплине «Электроэнергетика». На основании расчетных данных производим выбор трансформаторов для двух вариантов.

1.4.1 Выбор трансформаторов для варианта 1.

1. Трансформаторы Т-1 и Т-2 по условию нормального режима из таблицы 1 (РГР по дисциплине «Электроэнергетика»):

где (для всех вариантов).

В режиме передачи наибольшей мощности с учетом 40% перегрузки:

Из таблицы 3.5 [3] максимальная мощность двухобмоточных трансформаторов с высшим напряжением 35 кВ равна 16 МВА. Выбирается трансформатор типа ТРДН и для сравнения принимается схема, представленная на рисунке 1.4.1 с одним трансформатором ТР.

Рисунок 1.4.1 – Принятый для сравнения вариант 1

Для принятой схемы баланс мощностей в нормальном режиме сохраняется (поскольку вместо двух трансформаторов вместо Т1,Т2 принят один трансформатор ТР).

Рассмотрим возможные аварийные режимы:

а) при отключении ТР в зимний максимум генераторы Г-1 и Г-2 покрывают нагрузку 70 МВт на 10кВ. Обмотки 35 кВ каждого из Т-3 и Т-4 будут загружены мощностью 48 : 2=24 МВт;

б) при отключении Г-1 в зимний максимум через ТР для снабжения потребителей 10 кВ будет передаваться мощность:

Обмотки 35 кВ Т-3 и Т-4 будут загружены на мощность, равную:

В период летнего минимума нагрузок (такой режим может возникнуть по заданию диспетчера энергосистемы) нагрузка на Т-1 и Т-2 составит:

Таким образом, максимальная мощность из всех нормальных и аварийных режимов равна 64,4 МВт

Принимаем к установке трансформатор типа ТРДНС – 63000/35. Паспортные данные, необходимые для дальнейших расчетов, приведены в таблице 3.5 [3].

2. Мощность трансформаторов Т-3, Т-4 определяется из условий нормального и наиболее загруженного режимов:

а)

б)

Приняты к установке трансформаторы типа ТДНТ – 80000/110.

1.4.2 Выбор трансформаторов для варианта 2.

1. Мощность трансформаторов Т-1 и Т-2 по условию нормального

режима определяется:

По условию аварийного отключения Т-1:

По условию выдачи наибольшей мощности:

Принимаем к установке трансформаторы типа ТДНТ – 63000/110 [3].

2) Мощности трансформаторов Т-3 и Т-4 определяется, как и в варианте 1.

Приняты к установке трансформаторы типа ТДН – 80000/110.

1.5 Расчет годовых потерь энергии в трансформаторах

Географический район расположения станции – Центральный Казахстан: зима – 200 суток (Дз), лето – 165 суток (Дл), годовая эквивалентная температура - + 10°С. Удельная стоимость потерь энергии в соответствии с [4] принята 0,0115 у.е./кВ·ч.

1.5.1 Вариант 1 (РГР по дисциплине «Электроэнергетика»).

Трансформатор ТР – ТРДНС – 63000/35.

Годовые потери энергии в стали [4]:

Годовые потери энергии в меди трансформатора с расщепленной обмоткой НН определяются по формуле для двухобмоточного трансформатора при условии одинаковой загрузки обмоток НН [4]:

Значения нагрузок в течение суток взяты из таблицы (РГР по дисциплине «Электроэнергетика»)

Трансформаторы Т-3 и Т-4 – ТДТН – 80000/110.

Годовые потери энергии в стали одного трансформатора:

Годовые потери энергии в меди в трёхобмоточном трансформаторе определяются для каждой из обмоток НН, СН, ВН в соответствии с их загрузкой по таблице (РГР по дисциплине «Электроэнергетика»)

Из справочных данных [3] Р_{кз.вн.нн} = 365 кВт, следовательно,

1.5.2 Вариант 2 (РГР по дисциплине «Электроэнергетика»).

Годовые потери энергии в трансформаторах Т-1 и Т-2 типа ТДТН –

63000/110. Из [3] для этих трансформаторов –

Годовые потери в трансформаторах Т-3, Т-4 типа ТДН – 80000/110. Из

[3] для этих трансформаторов

;

1.6 Выбор трансформаторов собственных нужд (для технико-экономического сравнения)

Число рабочих трансформаторов с.н. для данной схемы принимается равным числу генераторов – 4. Число резервных – 1 [4]. В принятом для сравнения варианте 1 генераторы Г-1 и Г-2, рабочие трансформаторы с.н. подключается через выключатели к сборным шинам 10кВ, а рабочие трансформаторы с.н. Г-3 и Г-4 присоединяются отпайкой от блока. Наличие выключателей позволяет использовать трёхобмоточные трансформаторы для связи РУ – 35 кВ при отключении генераторов.

Трансформатор ТР с расщепленной обмоткой НН подключен к разным секциям шин 10 кВ через два выключателя, между секциями – секционный выключатель. Таким образом, в варианте 1 число ячеек генераторного напряжения – 7, не учитывая выключателей в системе собственных нужд, т.к. в обеих схемах их количества одинаковое.

В варианте 2 блочные соединения можно выполнить без выключателей, т.к. отключение генератора приведет к отключению блока.

Число ячеек генераторного напряжения – 5. Трансформаторы с.н. технико-экономическое сравнение не вводим, т.к. их число и мощности для сравниваемых вариантов.

1.7 Технико-экономическое сравнение вариантов

Для упрощения расчетов, повторяющиеся в вариантах, элементы могут не учитываться. Сравнение проводим в табличной форме (см. таблицу 1.7.1).

Т а б л и ц а 1.7.1 – Технико-экономическое сравнение вариантов

Наименование элементов	Расчетн. стоим. единицы, у.е.	1 вариант		2 вариант
Наименование элементов	Расчетн. стоим. единицы, у.е.	кол-во ед., шт	сумма, у.е.	кол-во ед., шт	сумма, у.е.
1 Трансформатор ТРДНС - 63000/3	107	1	171,2	-	-
2 Трансформатор ТДТН – 80000/110	137	2	411	-	-
3 Ячейка ОРУ 10кВ	10	1	10	-	-
4 Ячейка ЗРУ 10 кВ	20	2	40	-	-
5 Трансформатор ТДТН – 63000/110	126			2	378
6 Трансформатор ТДТН – 80000/110	137			2	411
Окончание таблицы 1.7.1
7 Ячейка ОРУ 110 кВ	30			2	60
Итого			632,2		849

Из [3, таблица 10.3] для трансформаторов 35 кВ мощностью > 16 МВа a=1,6 для трансформаторов 110 кВ мощностью > 32 МВа, a=1,5.

Т а б л и ц а 1.7.2 – Окончательный результат технико-экономического сравнения вариантов

Затраты

1 вариант

2 вариант

1 Расчетные капиталовлажения,

К. у.е.

2 *Отчисления на амортизацию

U_a+U_o, у.е.

3 **Стоимость потерь энергии,

U_пот., у.е.

4 Приведенные минимальные затраты,

3 min, у.е.

632,2

0,084 × 632,2 = 53,1

0,0115 × 6192,52 × 10³

=71,21

0,12 × 632,2+53,1+

+71,21 = 200,174

849,0

0,084 ×849=71,31

0,0115 ×5771,72 ×10³=

66,37

0,12 ×849,0+71,31+

+66,37 = 239,56

*Из [3, таблица 10.2]:

**Стоимость потерь энергии:

Для варианта 1:

Для варианта 2:

Разница в затратах между вариантами 1 и 2 составляет:

что позволяет принять, как наиболее экономичный, вариант 1.

2 Расчетно-графическая работа №2

Целью РГР № 2 является закрепление теоретических знаний и развитие у студентов самостоятельности в решении конкретных задач, приобретение практических навыков по расчету токов короткого замыкания в электроустановках.

Задача РГР № 2:

- по выбранной структурной схеме из РГР № 1 составить расчетную схему и схему замещения;

- у руководителя РГР № 2 получить точку короткого замыкания в РУНН, либо в РУСН, или в РУВН электростанций;

- определить сопротивления элементов схемы и приведение их к базисным условиям;

- преобразовывая схему замещения, определить результирующие сопротивлений;

- определить начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания, затем апериодическую составляющую тока короткого замыкания, ударный ток и ток короткого замыкания для заданного момента времени;

- выбор коммутационных аппаратов (высоковольтных выключателей и разъединителей);

- составить упрощенную принципиальную схему электрических соединений ТЭЦ.

2.1 Объем и содержание РГР № 2

РГР № 2 состоит из расчетно-пояснительной записки с упрощенной принципиальной схемой электрических соединений электростанции.

2.1.1 Исходные данные.

Исходные данные для выполнения РГР № 2 представлены в РГРпо дисциплине «Электроэнергетика» и РГР № 1 по дисциплине «Электрические станции и подстанции».

2.1.2 Расчетно-пояснительная записка.

Расчетно-пояснительная записка в объеме 20-25 страниц выполняется четко и в сжатой форме на стандартных листах форматом А 4 (210х297) в соответствии со стандартом АИЭС. В записке должны быть приведены все расчеты и кратко изложены основные положения, принятые в работе решения.

Содержание расчетно-пояснительной записки:

1) составление расчетной схемы;

2) составление схемы замещения;

3) получение у руководителя РГР № 2 точку короткого замыкания;

4) определение сопротивления элементов схемы и приведение их к базисным условиям;

5) преобразовывая схему замещения, определение результирующего сопротивления схемы;

6) определение периодической и апериодической составляющей токов короткого замыкания. Затем определить ударный ток короткого замыкания и ток короткого замыкания для заданного момента времени;

7) выбор коммутационных аппаратов (высоковольтных выключателей и разъединителей);

8) составить упрощенную принципиальную схему электрических соединений электростанций.

2.2 РГР №2. Расчет токов короткого замыкания и выбор оборудования

2.2.1 Общие положения. Определение расчетных зон.

В расчетно-графической работе (РГР) для выбора и проверки электрооборудования достаточно определение тока трехфазного короткого замыкания, расчет которого выполняется в следующем порядке:

а) по главной схеме электрических соединений составляется расчетная схема и далее электрическая схема замещения;

б) путем преобразований схема замещения приводится к наиболее простому виду так, чтобы источник питания или группа источников, характеризующиеся определенным значением результирующей э.д.с, были связаны с точкой к. з. одним результирующим сопротивлением;

в) по величине результирующей э. д. с. и результирующему сопротивлению определяется величина начального значения периодической составляющей тока короткого замыкания – I, затем апериодическая составляющая тока к. з., ударный ток и периодическая составляющая тока в отдельных ветвях; при необходимости определяются составляющие тока к. з. для заданного момента времени - t.

Для сокращения объема вычислительной работы используют возможность группировки нескольких цепей электроустановок, которые в режиме к. з. находятся примерно в одинаковых условиях. Это обстоятельство позволяет разбить всю схему электроустановки на зоны, в которых устанавливаются общие расчетные условия [4,7].

2.2.2 Сопротивления элементов схемы и приведение их к базисным условиям.

Для упрощения преобразований при расчете токов к.з. все величины приводятся к базисным условиям. В качестве базисных величин принимают базисные мощности и базисные напряжения, по которым определяются базисный ток и базисное сопротивление.

Базисную мощность можно задавать любой величины, лучше кратную десяти =100 МВА или 1000 МВА. За базисное напряжение принимается среднее эксплуатационное напряжение той ступени, на которой предполагается короткое замыкание (0,4; 3,15; 6,3; 10,5; 13,8; 15,75; 20; 37; 115; 154; 230; 340; 515 кВ).

Поскольку базисный ток определяется согласно выражению

, (2.2.1)

то путем несложных преобразований можно получить выражения для сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи в относительных единицах при базисных условиях [4.7].

Для воздушных и кабельных линий предварительно определяются сопротивления в именованных единицах, так как они задаются геометрическими размерами и номинальным напряжением. Сопротивления линий можно найти в соответствующих справочниках [1].

Можно воспользоваться следующими средними значениями индуктивного сопротивления 1 км линий (x0):

- для воздушных линий напряжением 6 - 330 к - 0,4 Ом/км;

- для воздушных линий напряжением 500 - 750 к - 0,3 Oм/км;

- для кабельных линий напряжением до 6 кВ - 0,08 Oм/км;

-для кабельных линий напряжением до 10 кВ- 0,1 Ом/км;

-для кабельных линий напряжением до 35 кВ - 0,12 Oм/км.

При расчете токов к. з. на электрических станциях, работающих параллельно с электрической системой, необходимо располагать данными, характеризующими систему. Если известна схема системы и параметры ее элементов — генераторов, трансформаторов, ЛЭП и др., расчет токов к. з. от системы производится так же, как и от станции. Однако для упрощения пользуются одним из следующих способов:

а) при известной суммарной мощности системы суммарное сопротивление всех элементов ее схемы до некоторой точки сети, к которой присоединяют проектируемую установку, задается, и расчет ведется обычным способом;

б) может быть задана номинальная мощность системы и сверхпереходная мощность к. з. от системы при к.з. в определенной точке сети. В этом случае относительное сопротивление до заданной точки определяется как

(2.2.2)

(2.2.3)

в) при очень большой мощности системы расчет ведется как от системы неограниченной мощности, при этом сопротивление системы определяется как

. (2.2.4)

Примечание - - номинальный ток отключения выключателя, кА; -относительное сопротивление трансформатора, определяемое через .

Т а б л и ц а 2.2.1 - Расчетные выражения для определения приведенных значений сопротивлений

Элемент электроустановки	Исходный параметр	Именованные единицы, Ом	Относительные единицы
Генератор

Система		;	;


Трансформатор		;	;
Реактор
Линия электро-передач

Для расчета ударного тока и апериодической составляющей необходимые коэффициенты приведены в таблицах 2.2.2. и 2.2.3.

Результаты расчета токов к.з. представить в табличном виде.

Т а б л и ц а 2.2.2 – Средние значения и

Место короткого замыкания

, с

Выводы турбогенераторов (цепь генератора)

2,5 — 12 МВт

30 — 100 МВт

150—500 МВт

Выводы явнополюсных генераторов и двигателей с демпферными обмотками (цепь машины).

Секции собственных нужд за трансформатором 40 MBА и ниже (3 и 6 кВ).

Шины станции 6 — 10 кВ с генераторами 30 — 60 МВт.

Шины повышенного напряжения станций с трансформаторами 32 МВА и выше.

Шины повышенного напряжения станций с трансформаторами 100 МВА и выше.

За линейным реактором генераторного напряжения.

Сборные шины низшего напряжения понижающих подстанций с трансформаторами 100 МВА и выше.

То же с трансформаторами 25 МВА и выше.

То же с трансформаторами 20 МВА и ниже.

0,04 - 0,17

0,21- 0,54

0,3 - 0,55

0,05 - 0,45

0,045 - 0,07

0,185

0,115

0,14

0,125

0,095

0,065

0,045 и ниже

1,75 - 1.94

1,95 - 1,985

1,96 - 1,985

1,82 - 1,98

1,8 - 1,85

1,95

1,92

1,935

1,93

1,9

1,8 и ниже

Т а б л и ц а 2.2.3 – Расчет значений

при , с

0,04

0,045

0,05

0,1

0,2

0,3

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0,08

0,09

0,773

0,636

0,472

0,368

0,286

0,233

0,174

0,135

0,105

0,8

0,61

0,512 0,411 0,329' 0,264 0,212 0,168 0,135

0,81

0,67

0,548

0,44

0,368

0,301

0,247

0,202

0,142

0,9

0,81

0,74

0,67

0,606

0,548

0,496

0,449

0,406

0.95

0,9

0,86

0,818

0,778

0,74

0,7

0,67

0,637

0,97

0,94

0,9

0,87

0,85 0,818

0,79

0,77

0,74

2.3 Определение токов к. з. для выбора выключателей

Для выбора выключателей необходимо иметь следующие расчетные токи к. з.: , , и периодический и апериодический отключаемые токи к моменту размыкания дугогасительных контактов выключателя .

Время определяется как

где с - минимальное время действия р. з.;

- собственное время отключения выключателя.

В зависимости от быстродействия выключателя время можно принимать следующим образом: при полном времени отключения выключателя 0,16 с и выше равно 0,08 с; при 0,10 с -0,06 с; при 0,06 с - 0,04 с; при времени отключения 0,04 с равно 0,02 с.

Определение для любого момента времени рассмотрено в [4,9]. Необходимо только, как и при определении ударного тока, различать три характерных случая к. з. При удаленном к. з. периодический ток принимают незатухающим и равным суммарному сверхпереходному току в месте к. з. . Апериодический ток к моменту отключения

. (2.3.1)

Определение постоянных времени рассматривалось при вычислении ударного тока к. з.

Для вычисления можно пользоваться таблицей 3.

При к. з. вблизи синхронной машины к моменту ток от генератора заметно затухает; от системы можно принимать ток незатухающим

(2.3.2)

где — суммарный периодический ток генераторов, определяемый по кривым;

— ток системы.

Апериодический ток также равен сумме

. (2.3.3)

При к.з. вблизи узла нагрузки с мощными двигателями

(2.3.4)

где — периодический незатухающий ток от системы;

— периодический ток в момент отключения к. з. от двигателей определение которого рассматривается в [4,9].

Апериодический ток

. (2.3.5)

Ввиду того, что в некоторых случаях токи несимметричных к. з. могут быть больше токов трехфазного к.з., ПУЭ [1] рекомендуют в качестве расчетного вида к.з. принимать:

а) для определения динамической стойкости аппаратов и жестких шин с относящимися к ним поддерживающими и опорными конструкциями - трехфазное к. з.;

б) для определения термической стойкости аппаратов и проводников -трехфазное к.з;

в) для выбора отключающей и включающей способности аппаратов - по большей из величин, получаемых для случаев трехфазного и однофазного к.з. на землю (в сетях с большими токами замыкания на земле).

Соотношения между сверхпереходными токами двух- и трехфазных к.з. можно определить согласно [4, 7]. Следует отметить, что в настоящее время для расчетов токов короткого замыкания широко применяется ЭВМ.

2.4 Выбор аппаратов и токоведущих частей электроустановок

2.4.1 Общие положения.

Электрические аппараты распределительных устройств должны надежно работать как в нормальном режиме, так и при возможных отклонениях от него. При проектировании электрических установок все аппараты и токоведущие части выбираются по условиям работы в нормальном режиме и проверяются на термическую и динамическую стойкость при коротких замыканиях.

По условию длительного нагрева аппараты и проводники должны удовлетворять форсированному режиму, который возникает:

а) для цепей параллельных линий при отключении одной из них;

б) для цепей трансформаторов при перегрузке;

в) для кабелей при использовании перегрузочной способности;

г) для генераторов при работе с номинальной мощностью при снижении напряжения на 5% от номинального

. . (2.4.1)

Электродинамическая стойкость характеризуется максимальным допустимым током аппарата , который должен быть равен или больше расчетного ударного тока трехфазного к.з. .

Проверка аппаратов и токоведущих частей на термическую стойкость сводится к определению наибольшей температуры нагрева их токами к.з., для чего необходимо знать длительность к.з.- или расчетное время действия тока к. з. В эту величину входят время действия релейной защиты , которая должна дать импульс выключателю на отключение к.з., и полное время отключения этого выключателя .

. (2.4.2)

Значения приведены в технических характеристиках выключателей [5,6, 8].

Для проверки на термическую стойкость нужно определить величину В_к теплового импульса к. з., характеризующего количество тепла, выделяющего в аппарате и проводнике за время

, (2.4.3)

где — мгновенное значение тока к. з. в момент ;

- тепловой импульс периодического тока;

- тепловой импульс апериодического тока.

Т а б л и ц а 2.4.1 – Условия выбора и проверки электрических аппаратов и проводников

Электрический аппарат или проводник

Условия выбора и проверки

Выключатель

Для установки, у которой допускается выполнение условия:

Далее проверяется

Разъединитель

Методика определения теплового импульса изложена в [4,5,7], где полный тепловой импульс тока к.з. определяется из выражения

. (2.4.4)

Выбор и проверка отдельных видов аппаратов и проводников имеют некоторую специфику и особенности, что отражено в таблице 5 [4].

Пример. Выбрать выключатель Q1 и разъединитель QS1 в цепи генератора ТВФ-63-2, работающего на шины 10,5 кВ, и выключатель Q2 и разъединитель QS2 в цепи блока с генератором ТФВ-120-2 (см. рисунок 2.5.1). Расчетные токи даны в таблице 2.4.2.

Т а б л и ц а 2.4.2 – Расчетные токи КЗ для выбора выключателя и разъединителя.

Точка

К3

Источник

I_n_.0,

кА

I_n_._r,

кА

I_y

кА

i_y,r,

кА

К1

G1 и G2

G3 Система

2,2

2,21

9,67

2,01

9,67

6,04

6,12

22,08

1,94

2,38

0,69

Суммарное

Значение

14,08

13,68

34,24

5,01

К2

Система + G1, G2

28,3

20,4

27,8

78,4

85,2

27,93

15,3

Суммарное

значение

60,3

48,2

163,6

43,23

Рисунок 2.4.1 – Упрощенная схема к примеру 2

Решение. Выбор Q1, QS1. Определяем расчетные токи продолжительного режима:

(2.4.5)

(2.4.6)

Расчетные токи К3 принимаем по таблицу 2.4.2.

(2.4.7)

(2.4.8)

Выбираем по справочнику 02.01.05-84 выключатель маломасляной МГГ-10-5000-45У3 (масляный генераторный, горшковый, 10 кВ, номинальный ток отключения 45 кА, для умеренного климата, закрытой установки).

Выбираем разъединитель РВК-10-5000 по справочнику 02.11.01-80, Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 2.4.3.

Выбор Q2, QS2. Расчетный ток продолжительного режима в цепи блока генератор – трансформатор определяется по наибольшей электрической мощности генератора ТВФ-120-2 (125 МВ×А):

(2.5.9)

Расчетные токи К3 принимаем по таблице 2.4.2 с учетом того, что все цепи на стороне ВН проверяются по суммарному току К3 на шинах:

Выбираем по справочнику 02.00.06-81 масляный баковый выключатель У-110-2000-40У1 (серия «Урал», 110 кВ, 2000 А, ток отключения 40 кА, для умеренного климата, открытой установки). Привод к выключателю ШПЭ-44У1. Выбираем по справочнику 02.10.05-81 разъединитель типа РНДЗ-110/1000У1 (разъединитель для наружной установки, двухколонковый, с заземляющим ножом, на 110 кВ, 1000 А). Привод – ПР-У1. Все расчетные и справочные данные сведены в таблицу 2.4.4.

Т а б л и ц а номинальный ток отключения 45 кА, для умеренного климата, закрытой орный, горшковый, 10 кВ2.4.3 – Расчетные и справочные данные

Расчетные данные

Справочные данные

Выключатель МГГ-10-5000-45У3

Разъединитель

РВК-10-5000

–

Примечания: По условию отключения апериодической составляющей тока К3 выключатель не проходит, согласно ГОСТ 687 – 78Е в этом случае проверка по полному току К.3. [7].

Т а б л и ц а 2.4.4 – Расчетные и справочные данные

Расчетные данные

Справочные данные

Выключатель

У-110-2000-40У1

Разъединитель

РНДЭ-110/1000У1

–

Список литературы

1. Электрические сети и станции/ Под редакцией Л.Н. Баптиданова/. – М,Л.: ГЭИ, 1963.

2. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов.- 2 изд., - М.: Энергоатомиздат, 1986. – 640 с.

3. Неклепаев Б.Н.,Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов.-М.: Энергоатомиздат, 1989.-608 с.

4. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. – 3 изд.,- М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.

5. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. – 2 изд., - М.: Минэнерго СССР, 1981-122 с.

6. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств.- 3 изд.,-М.: Энергоатомиздат, 1985. – 220 с.

7. Электрическая часть станций и подстанций/ Под редакцией А.Л. Васильева/ Учебник для вузов. – 2 изд., - М.: Энергоатомиздат, 1990. – 575 с.

8. Хожин Г.Х. Электрическая часть электростанций: Учебное пособие. – Алматы: АИЭС. 1996. – 75 с.

Содержание

Введение	3
1 Расчетно-графическая работа №1	3
1.1 Объем и содержание РГР №1	4
1.2 РГР №1. Выбор трансформаторов на электростанциях	5
1.3 Технико-экономическое сравнение структурных схем электростанций	6
1.4 Пример технико-экономического расчета по выбору структурной схемы ТЭЦ	8
1.5 Расчет годовых потерь энергии в трансформаторах	11
1.6 Выбор трансформаторов собственных нужд (для технико-экономического сравнения)	13
1.7 Технико-экономическое сравнение вариантов	13
2 Расчетно-графическая работа №2	15
2.1 Объем и содержание РГР № 2	15
2.2 РГР №2. Расчет токов короткого замыкания и выбор оборудования	16
2.3 Определение токов к. з. для выбора выключателей	21
2.4 Выбор аппаратов и токоведущих частей электроустановок	22
Список рекомендуемой литературы	28

Сводный план 2011г., поз. 65.