Читайте также: |
|
Вступ
Актуальність теми. Сьогодні гідроенергетика не повністю задовольняє потреби енергосистем у піковій та напівпіковій потужності внаслідок недостатньої потужності на гідро- та гідроакумулюючих електростанціях (ГЕС та ГАЕС), а також обмежень, що їх накладають інші галузі водогосподарського комплексу.
Деяке збільшення виробництва пікової електроенергії передбачається за рахунок реконструкції та модернізації існуючих об'єктів гідроенергетики, а також залучення ресурсів малих і середніх річок. Мають бути проведені розробки по перетворенню деяких існуючих ГЕС у ГАЕС, що дозволить значно збільшити регулюючу потужність відносно існуючої.
Встановлена потужність ГЕС та ГАЕС в ОЕС України становить 4735,6 МВт, в тому числі Дніпровських ГЕС та Київської ГАЕС – 3886,6 МВт, Дністровських ГЕС – 742,8 МВт, малих ГЕС – 94,7 МВт.
У балансі потужності енергосистеми України гідроелектростанції не перевищують 9,1%, проти 15% оптимальних, що зумовлює дефіцит як маневрових, так і регулюючих потужностей.
Світовим банком надано кредит, а урядом Швейцарії – грант для модернізації обладнання ГЕС Дніпровського каскаду. Програма реконструкції розрахована до 2012 року. Після її реалізації Дніпровські ГЕС зможуть надійно і безпечно працювати ще протягом 40-50 років, із щорічним додатковим виробництвом електричної енергії близько 300 млн.кВт·год
У разі виконання визначених стратегією завдань до 2030 р. загальна потужність гідроенергооб’єктів збільшиться до 10,5 тис. МВт. Сумарне виробництво електроенергії на цих об’єктах (з урахуванням ГАЕС – 4,5 млрд.кВт·год, близько 15%) досягатиме 18,6 млрд.кВт·год, що забезпечить заміщення 6,4 млн. т у.п./рік, у тому числі за рахунок скорочення пускових і маневрових витрат високореакційного палива енергоблоками ТЕС. Таким чином, тема обраної роботи є актуальною.
Мета і задачі дослідження. Метою даної магістерської дипломної роботи є розробка оптимальної структури ГАЕС та дослідження її взаємозв’язків.
Відповідно до поставленої мети в роботі розв’язуються такі задачі:
– побудова графіків електричних і теплових навантажень станції;
– вибір основного обладнання;
– вибір головної схеми електричних з’єднань електростанції;
– вибір оптимальної структури станції;
– вибір схем електропостачання ВП;
– дослідження та вибір доцільної комутаційної апаратури;
– аналіз методів обмеження короткого замикання;
– розподіл навантаження між генераторами;
– визначення еквівалентної характеристики витрат палива.
Об’єктом дослідження магістерської дипломної роботи є електрична частина ГАЕС потужністю 1263 МВт, а предметом дослідження – методи проектування електричних станцій.
Методи досліджень. У роботі використовувалися елементи теорії надійності, багатоваріантного аналізу, симетричних складових, еквівалентних характеристик, динамічного моделювання, декомпозиції та об’єктно-орієнтованого аналізу.
Наукова новизна одержаних результатів полягає у тому, що:
– проаналізовано режими роботи гідрогенераторів на електричній станції;
– оптимізовано режими роботи ГАЕС спільно з АЕС.
Практичне значення одержаних результатів:
– розроблено проект електричної частини ГАЕС 1263 (3х324/421) МВт;
– виконано розподіл навантаження між агрегатами ГАЕС;
– наведено основні технічні рішення з безпечної експлуатації об’єкту;
– досліджено роботу машинної зали ГАЕС в умовах дії іонізуючого випромінювання та електромагнітного імпульсу;
– визначено техніко-економічні показники станції.
1 Техніко-економічне обгрунтування проекту
У більшості країн, також як і в ОЕС України зростання потужностей енергосистем здійснювалося за рахунок введення потужних ТЕС і АЕС, обладнаних високо економічними базовими енергоблоками. При цьому одночасно вводилися високоманеврені потужності на ГАЕС з метою регулювання графіка навантажень в енергосистемах, забезпечення надійної й економічної експлуатації ТЕС і АЕС.
Електроенергія є особливим товаром з обмеженими можливостями зберігання й транспортування при незбалансованому попиті та пропозиції. Керування режимами, що балансують ринок електроенергії, забезпечення якості електроенергії досягається за рахунок так званих системних послуг, надати в самому широкому спектрі й оперативно здатні тільки ГАЕС. Маючи високу маневреність, здатність резервування потужності й електроенергії, потенціал синхронного компенсатора ГАЕС виконує нові функції системного координатора, що забезпечує об’ємну й структурну збалансованість ринку електроенергії, необхідні параметри якості електроенергії.
Розвитку ГАЕС також сприяє загострення проблем, пов’язаних з ростом цін на органічне паливо, жорсткістю вимог до теплоенергетики з охорони навколишнього середовища, а також підвищення безпеки АЕС.
Основними передумовами гідроакумулювання електроенергії є потреба в маневреній потужності для покриття піків навантаження та компенсації її короткотермінових змін, ущільненні навантаження з використанням дешевої нічної енергії, збільшенні потужності та часу використання базових електростанцій, економії палива в енергосистемі.
Незважаючи на деяке ущільнення добових графіків електричного навантаження за рахунок впровадження економічних методів управління, частину графіка можуть забезпечити енергією тільки маневрові станції ГЕС і ГАЕС, а також газотурбінні установки (ГТУ). Але останні потребують дорогого і дефіцитного газоподібного або легкого рідкого палива (керосину).
Таким чином, в умовах максимального використання гідроенергоресурсів для покриття піків електричного навантаження найкращими є гідроакумулюючі електростанції.
ГАЕС притаманні такі переваги: швидкість пуску та набору навантаження, висока економічність і надійність, великий термін служби (60-80 років), невелика кількість персоналу, можлива повна автоматизація.
На відміну від ГЕС гідроакумулююча електростанція є споживачем-регулятором електроенергії, тобто споживаючи електроенергію у періоди загального зниження навантаження в енергосистемі, вона підвищує її мінімальну величину і коефіцієнти мінімуму та ущільнення добових графіків. Цим покращуються режими роботи теплових і атомних електростанцій.
Високі маневрові якості обладнання ГАЕС характеризуються можливістю швидкого набору та скидання навантаження, великим діапазоном регулювання, порівняно нескладною автоматизацією процесів регулювання потужності при невеликих втратах енергії. Це свідчить про те, що ГАЕС найбільш повно відповідає завданням підтримки частоти в енергосистемі, відхилення якої від нормованої величини призводить до зниження якості промислової продукції.
ГАЕС можуть також добре використовуватись як джерело реактивної потужності, бо термін автоматичного переводу агрегатів ГАЕС із режиму синхронного компенсатора (покращення cos енергосистеми) в генераторний і навпаки складає всього 1-2 хвилини.
Таким чином функції ГАЕС в енергосистемі такі:
- для покриття піків навантаження;
- для підвищення мінімального навантаження енергосистеми;
- для регулювання частоти і потужності у період інтенсивних змін навантаження;
- як аварійний швидкодіючий резерв;
- як джерело реактивної потужності та енергії;
- для поліпшення режимів роботи теплових та атомних електростанцій.
Забезпечення стабільного функціонування ОЕС України в умовах недостатності маневрових потужностей і високі долі базової потужності є одним з найбільш проблемних питань. Після введення в експлуатацію двох блоків по 1000 МВт на Хмельницькій і Рівненській АЕС базова потужність ще збільшилась, що ще більш ускладнило можливість сезонного і добового регулювання навантажень в ОЕС України і рішення проблеми істинного поліпшення структури генерування потужностей. Необхідне введення нових мобільних потужностей можуть забезпечити ГЕС та ГАЕС. [1]
Підвищення ефективності ГЕС за рахунок додаткової установки оптимальної потужності оборотних гідроагрегатів з подальшою оптимізацією режимів їх роботи в об'єднаній енергосистемі України сприяє посиленню енергетичної безпеки країни.
Таким чином, будівництво ГАЕС потужністю 1263 МВт є важливим кроком в здійсненні енергетичної безпеки України.
2 Електротехнічна частина
2.1 Розрахунок графіків електричних навантажень
Режим роботи електростанції задається графіком електричних навантажень району, що обслуговується. Потужність станції повинна забезпечити виконання графіків навантаження з врахуванням втрат потужності в елементах електропередачі, а також втрати на власні потреби.
При розрахунку графіків навантаження відносну величину постійних та змінних втрат можна прийняти [2]:
в межах системи: ; .
Постійні втрати для системи визначається за формулою:
(2.1)
Мвт;
Зміст втрат в будь-який час доби:
(2.2)
МВт;
Потужність що видається з шин станції:
(2.3)
МВт;
Витрати потужності на власні потреби станції:
(2.4)
МВт;
Потужність, яка видається генераторами станції:
(2.5)
МВт;
За наведеним алгоритмом розраховується графік електричних навантажень для зимової та літньої доби та річний графік за тривалістю навантаження. Дані розрахунки зводяться в таблицю 2.1 та 2.2
За даними розрахунків будуємо добові графіки навантаження для зими та літа () і річний графік за тривалістю (рис 2.1)
Використовуючи річний графік за тривалістю, визначаємо техніко-економічні показники роботи станції (таблиця 2.3)
Таблиця 2.1 – Дані для побудови графіків електричних навантажень (багатоводний сезон/маловодний сезон)
Складові втрати потужностей | Години доби | |||||||||||
0÷4 | 4÷8 | 8÷12 | 12÷16 | 16÷20 | 20÷24 | |||||||
Генераторний режим | ||||||||||||
Навантаження системи: % МВт | ||||||||||||
Втрати потужностей в мережах системи, МВт: -постійні; -змінні; | ||||||||||||
Потужність, що видається в систему, МВт | ||||||||||||
Витрати на власні потреби станції, МВт | ||||||||||||
Потужність, що виробляється генераторами станції, МВт | ||||||||||||
Двигунний режим | ||||||||||||
Навантаження станції: % МВт | – | – | – | |||||||||
Продовження таблиці 2.1
Витрати на власні потреби станції, МВт | – | – | – | |||
Потужність, що споживається станцією, МВт | – | – | – |
Примітка:
– максимальне навантаження власних потреб: ;
– коефіцієнт попиту: ;
– тривалість зимового та літнього сезонів: 183/182 діб
Таблиця 2.2 – Дані для побудови річного графіку за тривалістю навантаження (генераторний режим / режим двигуна)
Р, МВт | 1048,677 | 934,454 | 822,758 | 713,588 | 606,944 | 502,827 | РГ |
1205,820 | 1145,649 | 1145,649 | 1085,478 | 1085,478 | 1025,307 | РД | |
t,год | РГ | ||||||
РД | |||||||
t∑,год | РГ | ||||||
РД |
а) добові графіки електричних навантажень;
Система (генераторний режим)
Система (двигун ний режим)
Генераторний режим
Двигунний режим
б)річний графік за тривалістю навантаження;
Рисунок 2.1- Графіки електричних навантажень;
Таблиця 2.3 – Техніко-економічні показники роботи станції
Показник | Розрахункова формула | Числове значення | |
Режим генератора | Режим двигуна | ||
Максимальне навантаження станції, МВт | 932,514 | 1205,820 | |
Річний виробіток електроенергії, МВт. Год. | 3380006,257 | 4886530,888 | |
Встановлення потужності станції, МВт | 972,000 | 1263,000 | |
Середнє навантаження станції, МВт. | 385,845 | 557,823 |
Продовження таблиці 2.3
Коефіцієнт заповнення графіка | 0,414 | 0,463 | |
Коефіцієнт використання встановленої потужності | 0,397 | 0,442 | |
Число використання максимального навантаження, год | 3624,617 | 4052,453 | |
Число годин використання встановленої потужності, год | 3477,373 | 3868,987 | |
Коефіцієнт резерву | 1,042 | 1,047 | |
Річне споживання електроенергії механізмами власних потреб, МВт. год | 16900,031 | 24432,654 | |
Загальна річна кількість електроенергії,що видається з шин станції, МВт.год | 3363106,225 | 4862098,234 | |
Час максимальних втрат електроенергії, год | 2073,010 | 2453,681 |
2.2 Вибір силового обладнання
Таблиця 2.4 – Технічні характеристики гідрогенератору типу СВО 1250-260-40 УХЛ4
Параметр | Числове значення |
Sном,МВА | 430/360 |
Pном, МВт | 421/324 |
cos ном | 0,979/0,9 |
Uном, кB | 15,756 |
nном, об/хв | |
Xd’’ | 0,3 |
Система збудження | Тиристорна |
Виконання | Парасольне |
2.3 Вибір структурної схеми станції
Кількість ЛЕП [2]:
, (2.6)
де - максимальна потужність, що передається в район (систему) з врахуванням втрат, МВт;
- гранична потужність лінії, МВт;
Розрахункова потужність головного трансформатора власних потреб:
; (2.7)
МВА;
Розрахункова потужність пускорезервного трансформатора:
; (2.8)
МВА;
Розрахункова потужність блочних трансформаторів:
а) в режимі генератора:
(2.9)
МВА;
б) в режимі двигуна:
(2.10)
;
;
.
Рисунок 2.2 – Приклади структурних схем станції
Таблиця 2.5 – Технічні характеристики трансформаторів
Позначення | Тип трансформатора | Sном, МВА | Uном, кВ | Uк, % | Рx, кВт | Рk, кВт | Ix, % | n, шт |
ТВП | ТМН-2500/35 | 2,5 | 15,75/10 | 6,5 | 4,1 | 23,5 | 1,0 | |
БТ1, БТ3 | ТЦ-630000/330 | 347/15,75 | 0,3 | |||||
БТ2 | ТЦ-1000000/330 | 347/15,75 | 0,3 | |||||
ПРТВП | ТМН 4000/35 | 15,75/6,3 | 7,5 | 6,7 | 33,5 |
Приведені затрати визначаються за формулою [2.11]:
3=р.н.К+ U, (2.11)
де р.н.=0,12 – нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень;
К – капіталовкладення в електроустановку тис. грн.;
U – щорічні експлуатаційні витрати, тис. грн.;
, (2.12)
де а – норма відрахувань на амортизацію та обслуговування, %;
В = 6,4 коп/кВт год – вартість 1 кВт год електроенергії, яка втрачається в трансформаторі;
- річні втрати електроенергії в трансформаторах, кВт год;
, (2.13)
де =4,8 грн/кВт∙год – питомий збиток;
- параметр потока раптових відмов трансформатора, 1/рік;
- втрачаємо потужність, МВт;
- час простою, год;
Таблиця 2.6 – Капіталовкладення в електроустановку
Обладнання | Кількість, шт | Вартість, тис.грн. | Капіталовкладення, тис.грн | |
І варіант | ІІ варіант | |||
БТ1, БТ3 | 3/1 | |||
БТ2 | 0/1 | - |
Продовження таблиці 2.6
ТВП | 92,8 | 278,4 | 278,4 | |
ПРТВП | 108,8 | 108,8 | 108,8 | |
Разом: | 11187,2 | 11987,2 |
Визначаємо річні втрати електроенергії в трансформаторах:
;
;
Щорічні експлуатаційні витрати:
Приведені затрати:
З1 = 0,12·11187,2 + 1850,14 = 3192,604 тис. грн.
З2 = 0,12·11987,2 + 3142,88 = 4581,344 тис. грн.
Остаточно приймаємо І варіант структурної схеми станції.
2.4 Вибір схеми ВРУ 330 кВ
Для ВРУ-330 кВ намічаємо два варіанти:
Схема «4/3»;
Схема «3/2».
а)
б)
Рисунок 2.3 – Варіанти схеми ВРУ-330 кВ
Приведені затрати визначаємо за формулою [2.14]:
3=р.н.К+ U +М(3), (2.14)
де р.н.=0,15;
, (2.15)
де - кількість комірок з вимикачами, шт.;
- варіант комірки, тис. грн;
, (2.16)
де М(3) – очікуваний збиток з-за відмови вимикачів,тис. грн.;
, (2.17)
де - питомий збиток, грн./кВт;
- коефіцієнт режиму схеми (К0 або Кр);
- параметр потоку раптових відмов вимикача, 1/рік;
- втрачаємо потужність, МВт;
- час простою елемента, год;
Для варіанту а):
;
;
Для варіанту б):
;
.
Таблиця 2.7 – Показники надійності елегазових вимикачів 330 кВ
Складова параметра потоку відмов, 1/рік | Час відновлення, Тв,год | Частота планових ремонтів , 1/рік | Тривалість планового ремонту, Тп, год | |
0,015 | 0,005 | 0,2 |
Розрахунок очікуваного збитку М(З) здійснюється за таким алгоритмом.
1. В порівнюваних варіантах схем виділяються генераторні та лінійні вимикачі. Вимикачі, які відключають лінії електропередач, відносять до лінійних, інші - до генераторних. Виділимо лінійні та генераторні вимикачі позначивши їх на схемі РП.
2. Визначаються параметри потоку раптових відмов генераторних та лінійних вимикачів:
; (2.18)
, (2.19)
де kрв = 0,6 - коефіцієнт, що характеризує долю раптових відмов;
w1, w2 - параметри потоку відмов вимикача (таблиця 2.10);
l - довжина лінії електропередачі, км.
Визначимо параметри потоку відмов:
;
.
3. Обчислюються коефіцієнти ремонтного kр і нормального kо режимів роботи РП:
; (2.20)
, (2.21)
де n - кількість вимикачів в РП.
Обчислимо коефіцієнти ремонтного kр і нормального kо режимів роботи для кожного з варіантів РП:
;
Для варіанту а):
;
Для варіанту б):
.
4. Якщо відмовляє вимикач, то елемент (блок, ЛЕП та ін.) може бути введений в роботу через час Tо (після виконання перемикань в РП) або через час Tв;п (після введення в роботу одного з двох вимикачів у випадку, якщо один був в плановому ремонті, а іншій - в аварійному простої):
, (2.22)
де Tвим - час, необхідний для того, щоб обслуговуючий персонал міг встановити місце і характер пошкодження, для електростанцій Tвим = 0,3 год;
m - кількість роз'єднувачів, які повинні бути відключені для відокремлення пошкодженого вимикача після відключення струму приєднання;
Tр - час для відключення роз'єднувача (Tр = 0,1 год.);
Tбл - час пуску блока з гарячого стану після зняття навантаження через відмову вимикача (Tбл = 0,5 год.).
Тоді:
;
Час одночасного простою вимикача, що відмовив, і вимикача, що ремонтується,
; (2.23)
В нашому випадку:
(год).
5. Визначається математичне очікування числа відмов генераторних вимикачів в нормальному і ремонтному режимах:
(2.24)
Аналогічно для лінійних вимикачів
(2.25)
6. Розрахунок ведеться у вигляді таблиць 2.9 та 2.10 для варіанту схеми РП а) та б) відповідно, де в лівому стовпці виписані елементи i наслідки відмов, які розглядаються, та відповідні параметри потоку раптових відмов, в верхньому рядку - вимикачі, що ремонтуються, та відповідні коефіцієнти Kj режимів роботи РП (Ko або Kp).
7. Після заповнення таблиць 2.9 та 2.10 робиться вибірка у вигляді табл. 2.11 для варіанту схеми РП а) та б) відповідно, яка характеризує надійність схеми, що розглядається. Збиток від перерви електропостачання в результаті відмов вимикачів можна визначити за виразом:
, (2.26)
де yо - питомий збиток, yо = 4,8 грн/кВт×год.;
kj - коефіцієнт режиму схеми (ko або kp);
Рi - потужність, яка втрачається;
Ti - час простою елемента (To або Tв; n).
Визначимо збиток від перерви електропостачання в результаті відмов вимикачів для кожного варіанту схеми РП:
Очікуваний збиток:
;
.
Визначимо мінімальні приведені затрати для кожного варіанту схеми РП:
Для варіанту а):
З=рнК+В+М(Зб)=0,12×22000,44+1848,036+233,374= 4721,46(тис. грн.);
Для варіанту б):
З=рнК+В+М(Зб)=0,12×24000,48+2016,04+225,684= 5121,78(тис. грн.).
Таблиця 2.8 – Дані для розрахунку надійності схеми ВРУ-330 кВ
Показник | Розрахункова формула | Числове значення | |
1 варіант | 2 варіант | ||
Кількість комірок, шт. | |||
Вартість комірок, тис.грн | 2000,040 | 2000,040 | |
Параметр потоку раптових відмов генераторних та лінійних вимикачів, 1/рік | 0,009 | 0,009 | |
0,0111 | 0,0111 | ||
Коефіцієнт ремонтного (Кр) та паралельного (К0) режимів роботи РУ | 0,005708 | 0,005708 | |
0,9316 | 0,9202 | ||
Час простою елемента, год | |||
Математичне очікування числа відмов генераторних та лінійних вимикачів в нормальному та ремонтному режимах. | 0,008281 | 0,008229 | |
0,0000514 | 0,0000514 | ||
0,015181 | 0,015087 | ||
0,0000942 | 0,0000942 |
Таблиця 2.9 – Розрахунок надійності схеми ВРУ – 330 кВ (І варіант)
Додаток А
Таблиця 2.10 – Розрахунок надійності схеми ВРУ – 330 кВ (ІІ варіант)
Додаток Б
Таблиця 2.11 - Приведені затрати схем ВРУ-330 кВ
Складові витрати | Числове значення, тис. грн.. | |
І варіант | ІІ варіант | |
Капіталовкладення | 22000,44 | 24000,48 |
Щорічні експлуатаційні витрати | 1848,036 | 2016,04 |
Очікуваний збиток | 233,374 | 225,684 |
Приведенні затрати | 4721,46 | 5121,78 |
Приймаємо І варіант схеми ВРУ-330 кВ.
2.5 Вибір схеми власних потреб
На ГАЕС встановлюємо три головних трансформатори власних потреб (ГТВП), які отримують живлення від генераторів та видають потужність на шини 6 кВ РУВП-6кВ [2,8,10].
Споживачі 0,4 кВ отримують живлення від агрегатних трансформаторів власних потреб (АТВП). У випадку відключення АТВП за допомогою АВР до секції 0,4 кВ підключаються резервні трансформатори власних потреб (РАТВП).
В якості АТВП (РАТВП) використовуються трансформатори типу ТСЗС–1000/10 [5]:
Snom = 1000 кВА;
Unom = 10/0,4 кВ;
Uk = 8%;
ΔРх = 3 кВт;
ΔРк = 12 кВт;
Іх = 2%.
Рисунок 2.5 – Схема власних потреб станції
2.6 Розрахунок струмів КЗ
Складаємо заступну схему електроустановки та визначаємо параметри її елементів [2]: Sб =1000 МВА; Uб = Uср.ном
Генератор:
; (2.27)
Трансформатор:
; (2.28)
;
;
;
Рисунок 2.6 – Заступна схема електроустановки
ЛЕП:
; (2.29)
Енергосистема:
; (2.30)
.
Початкове значення періодичної складової струму КЗ [2]:
, (2.31)
де - ЕРС генератора;
- базовий струм, кА;
- результуючий опір кола КЗ, в.о;
Базовий струм:
(2.32)
Складові струму КЗ [2]:
-періодична:
; (2.33)
-аперіодична:
; (2.34)
-ударний струм:
, (2.35)
де - розрахунковий коефіцієнт;
- ударний коефіцієнт;
- постійна часу кола КЗ,с;
- розрахунковий час, с,
де ,
де - власний час викання вимикача,с.
К1:
К2:
К3:
К4:
Оскільки точки К3 та К4 приведені до однакової напруги подальші розрахунки проводимо по тій де більші струми, а саме по К4.
Попередньо встановлюємо вимикачі [2,5]:
ВРУ-330 кВ | ВГБ-330У1 | tBB=0,035 с; | |
Генератор | ВМГ-15 | tBB=0,15 с; | |
Сторона НН ТВП | ВРО-10 | tBB=0,04 с; |
Таблиця 2.12 – Дані для визначення складових струмів КЗ
Точка КЗ | Вітка живлення | Та,с | ||||
К1 ВРУ-330 кВ | Система G∑ | 0,045 0,045 | 0,04 0,35 | 1,78 1,955 | 0,325 0,879 | 0,93 |
К2 Генератор G3 | Система G1-2 G3 | 0,16 0,16 0,16 | 0,04 0,35 0,43 | 1,78 1,955 1,979 | 0,018 0,633 0,689 | 0,83 |
К4 TR | Система Д | 0,05 0,05 | 0,042 0,07/0,04 | 1,802 1,65 | 0,304 0,49/0,287 |
Визначення значення коефіцієнтів для генераторних віток [2]:
К1:
К2:
К4:
Таблиця 2.13 – Зведена таблиця струмів КЗ
Точка КЗ | Вітка живлення | Струми КЗ, кА | Приміка | |||
кА | кА | кА | кА | |||
К1 ВРУ-330 кВ | Система G∑ Сума | 9,14 7,01 16,15 | 9,14 6,52 15,66 | 4,2 8,71 12,91 | 23,01 19,38 42,39 | - - КА та шини |
К2 Генератор G3 | Система G1-2 Сума(без G3) G3 Повна сума | 85,35 51,38 136,73 74,86 211,59 | 85,35 48,811 134,161 62,13 196,291 | 2,17 45,99 48,16 72,9 121,06 | 214,85 142,05 356,9 209,51 566,41 | - - КА та шни - шини до ГТВП |
К4 Сторона НН ТR | Система + G∑ Двигуни ВП Сума | 2,92 6,92 | 2,92 1,96 4,88 | 1,255 1,62 2,875 | 7,44 9,33 16,77 | КА - - |
Визначаємо струми в РУВП-0,4 кВ:
при живленні від ГТВП;
Опір системи:
(2.36)
Опір енергосистеми, який приведено до сторони НН:
Опір АТВП:
Х1,Т = Х2,Т = 12,65 Ом;
Х0,Т = 12,65 Ом;
r1,Т = r2,Т = 1,9 Ом;
ZT(1)/3 = 12,8 Ом;
Номінальний струм АТВП на стороні НН:
Встановлюємо на стороні НН шинопровід типу ШМА 73 [6]:
Іном=1600А; q=2(90х8)=1440мм2;
rпит=0,031Ом/м; Хпит=0,017Ом
ℓш=20м.
Опори шинопровода:
(2.37)
rш=0,031∙20=0,62 Ом;
Хш=0,017∙20=0,34 Ом;
Результуючий опір кола КЗ:
(2.38)
Струм трифазного металевого КЗ [6]:
(2.39)
Мінімальний струм трифазного КЗ з врахуванням струмообмежуючої дії дуги:
(2.40)
Середнє значення струму трифазного КЗ з врахуванням струмообмежуючої дії дуги в місці пошкодження:
Ударний струм КЗ:
(2.41)
Визначаємо струми КЗ від електродвигунів 0,4кВ:
(2.42)
Ударний струм від двигунів:
(2.41)
Сумарні струми КЗ:
2.7 Визначення максимальних струмів приєднань та імпульсів квадратичного струму
ВРУ-330 кВ
Максимальні струми:
(2.42)
(2.43)
Імпульс квадратичного струму: К1
, (2.44)
де - час вимикання КЗ,с.
Імпульс квадратичного струму [2,3]:
Вк=ВКп+ВКа=(Впс+Впг+Впгс)+ВКа=(І2с+В*пг·І2п.,о,г+2·Іс·Т*·Іп.,о,г)×tвим+
+(І2с·Та,с+І2п,о,г·Та,г+4×Іс×Іп,о,г/(1/Та,с+1/Та,г)),
де tвим = 4 с; В*пг = 0,5; Т*= 0,7; Та,г = 0,43 с; Іп,о,г = 74,86 кА;
Іс = 136,73 кА; Та,с = 0,04 с.
Вк=(136,732+0,5×74,862+2×136,73×74,86×0,7)×4+(136,732×0,04+74,862×0,43+
+(4×136,73×74,86)/(1/0,04+1/0,43)=143307+4655,85 = 147962,85(кА2·с).
РУВП-10 кВ
Імпульс квадратичного струму:
; (2.45)
; (2.46)
РУ ВП 0,4 кВ
,
де = - час вимикання КЗ, с;
=0,06с – час гасіння дуги для автоматів серії «Електрон»;
- витримка часу струмової відсічки автомата,; (0,25с для автомата типу Е16);
=0,03с – середнє значення часу затухання вільних струмів КЗ;
Для автомата серії «Електрон» типу Е16:
=0,25 с;
=0,06 с;
2.8 Вибір комутаційної апаратури
Таблиця 2.14 – Комутацыйна аппаратура ВРУ-330 кВ
Дата добавления: 2015-09-10; просмотров: 74 | Поможем написать вашу работу | Нарушение авторских прав |
<== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
Яку Покрову будемо святкувати? | | | ЗАПОВЕДИ БОГА РАМХАТА |