Методическое пособие - Выполнение курсовых проектов по дисциплине Электрооборудование электрических станций и сетей - файл n1.doc

Методическое пособие - Выполнение курсовых проектов по дисциплине Электрооборудование электрических станций и сетей
скачать (3110 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc3110kb.06.11.2012 15:58скачать

n1.doc

  1   2   3   4



Методическое пособие

по выполнению курсовых проектов по дисциплине

"Электрооборудование электрических станций и сетей"




Нижнекамск

2001 г.
Аннотация.
Данное методическое пособие соответствует государственному образовательному стандарту среднего профессионального образования, утвержденному министерством образования России 28 марта 1997 года, регистрационный номер 15-1001ВР.

В нем даны методические указания по выполнению заданий при курсовом проектировании по дисциплине "Электрооборудование электрических станций" по специальности 1001 "Электрооборудование электрических станций и сетей", требования, предъявляемые к оформлению. Порядок выполнения курсового проекта представлен алгоритмом с указанием и объяснением отдельных пунктов.

Для выполнения пунктов алгоритма, пояснения к которым не приведены в данном пособии, указана соответствующая литература.

В приложении, для экономии времени, затрачиваемого студентами на отыскание исходных данных, подобран основной справочный материал, который систематизирован, обработан и дополнен обобщающими таблицами, облегчающими проектирование. Приведены также бланк задания на курсовой проект, образец титульного листа, листа содержания и бланк ведомости документов.

Пособие может быть использовано для выполнения курсового и дипломного проектирования электроэнергетических специальностей, "Электроснабжение", "Автоматическое управление электроэнергетическими системами".

Содержание.








Стр.

Содержание и выполнение курсового проекта

4

Алгоритм выполнения курсового проекта

5

Пояснение по выполнению алгоритма

6

1.

Расчет графиков нагрузок

6




Построение суммарного годового графика

7




Технико – экономические показатели

7

2.

Структурные схемы электростанций и подстанций

8

3.

Выбор мощности силовых трансформаторов, трансформаторов (автотрансформаторов) связи

9

4.

Выбор электрических принципиальных схем электрических станций

11

5.

Технико – экономическое сравнение структурных схем электростанций и подстанций

15

6.

Выбор схемы собственных нужд электрических станций

18




Схемы питания собственных нужд тепловых электростанций

18




Особенности питания с.н. ТЭЦ

21




Схемы питания собственных нужд гидроэлектростанций

22




Выбор мощности трансформатора с.н.

24

7.

Расчет токов короткого замыкания

25




Расчетная схема

25




Схема замещения

26




Расчет сопротивлений элементов схемы

27




Определение ударного тока К.З.

29




Определение токов для любого момента времени переходного процесса

29

8.

Выбор электрических аппаратов

33




Выбор коммутационной аппаратуры

33




Порядок выбора выключателя и разъединителя

35

9.

Выбор трансформаторов тока

36




Расчет сечения соединительных проводов

37




Выбор трансформатора напряжения

37




Выбор изоляторов

41

10.

Шины распределительных устройств

42




Общие требования к шинам РУ

42




Выбор гибких шин и токопроводов

42

Приложение

47

Рекомендуемая литература для выполнения курсового проекта.

57

Используемая литература

58


Содержание и оформление курсового проекта.
Курсовой проект, на выполнение которого время отводится согласно учебному плану, состоит из пояснительной запис­ки и графического материала. При этом записка мо­жет иметь 25-40 страниц рукописного текста (или 25—30 стра­ниц машинописного). Графический материал включает 3 листа чертежей формата А-1, а также графики и рисунки, имеющиеся в записке и поясняющие содержание текста.
Выполнение пояснительной записки.
Пояснительная записка должна в краткой и четкой форме раскрывать замысел проекта, содержать методы исследования и расчета, а также сами расчеты, описание проведенных экспериментов, их анализ, технико-экономи­ческое сравнение и обоснованные выводы. Текст должен дополнять­ся иллюстрациями (диаграммами, схемами и т, п). В пояснительную записку включаются:

1. Титульный лист (см. форму в приложении).

2. Ведомость документов.

3. Задание на проектирование (см. в приложении).

4. Оглавление (аналогично содержанию данного пособия)

5 Введение.

6. Главы пояснительной записки.


  1. Во введении показывается:




    1. Современное состояние и пути развития энергосистемы в целом.

    2. Значение и роль проектируемой электростанции в народном хозяйстве.

    3. Компоновка и технологическая схема проектируемой электростанции.

    4. Обоснование района сооружения станции.

Примечание: введение должно быть не более 5 страниц.

  1. В главах, отражающих основное содержание курсового проекта, приводятся исходные условия, требования, описывается последовательность и методика решения вопросов, дается анализ выполненных расчетов и сравниваемых результатов.


Алгоритм выполнения курсового проекта.

1. Изучить исходные данные:

Количество и мощность установленных генераторов, топливо проектируемой электростанции, район сооружения станции, связь с энергосистемой и т.д.





2. Дать характеристику установленного генератора на электростанции




3. Рассчитать графики нагрузок, определить технико экономические показатели по суммарному годовому графику.





4. Выбрать два варианта структурной схемы выдачи мощности проектируемой электростанции, схем РУ в упрощенном изображении для каждого варианта




5. Провести выбор мощности силовых трансформаторов, трансформаторов (автотрансформаторов) связи между РУ.




6. Выбор электрических принципиальных схем РУ в упрощенном изображении для каждого варианта





7. Произвести краткое писание намеченных вариантов главных схем электрической станции.





8. Произвести технико – экономическое сравнение вариантов главных схем проектируемой электростанции. Выбор оптимального варианта.




9. Выбор схемы СН и трансформатора СН для оптимального варианта схемы





10. Расчет токов короткого замыкания.






11. Выбор коммутационной аппаратуры, трансформаторов тока и напряжения, изоляторов, шин





12. Выбор способа синхронизации и его описание.






13. Описание конструкции распределительного устройства.






14. Рассмотреть дополнительные указания






15. Составить и оформить пояснительную записку.


Пояснение по выполнению алгоритма.

1. Расчет графиков нагрузки.
Электрическая нагрузка отдельных потребителей и их суммарная нагрузка, определяющая режим работы электрической станции в Энергосистеме непрерывно меняется. Эти изменения отражают графиком нагрузки, то есть диаграмма изменения мощности (тока) электрической установки во времени. Для определения времени мак­симальных потерь используют годовой график продолжительности нагрузок. Этот график показывает длительность работы установки в течение года с различными нагрузками. Данный график применяется при расчетах технико-экономических показателей в установке, при расчетах потерь электрической энергии и при оценке использования оборудования в течение года.

    1. Определить мощность ступеней:


[МВт]
где Рi% - определяется по графику;

Pуст – задается

    1. Определить длительность рассматриваемого периода:


Тi=tin , где
ti – время рассматриваемой ступени, определяется по графику

n – число дней зимних (летних) в зависимости от рассматриваемого графика.

Проверка правильности расчета:

Тi=Т12+ …+Тк=8760 часов


Рис. 1 Способ построения годового графика продолжительности нагрузок.



    1. Построение годового графика.


1). Мощность каждой ступени рассматривается в порядке убывания по оси ординат

2). По оси абсцисс располагают время. Время последней ступени прибавляют к времени предыдущей ступени.

Если:

  1. по заданию дан один график, то приступаем к расчету технико – экономических показателей;

  2. по заданию даны два графика, то необходимо построить суммарный график годовой график

Построение суммарного годового графика.


    1. В одной системе координат строят годовые графики для генераторов и потребителей.

    2. Для ступеней находят разность значений мощности определенной по графикам и определяют продолжительность ступени.


Технико – экономические показатели.


  1. Расчет энергии, производимой электрической ус­тановкой за рассматриваемый период:

W = РiТi
W=W1+W2+ …+Wк

где Рi - мощность i-той ступени графика;

Тi - продолжительность ступени;

W- электрическая энергия за рассматриваемый период.

2. Определить среднюю нагрузку установки:



где Т- длительность рассматриваемого периода.

3. Степень неравномерности графика, то есть коэффициент за­полнения:

, где Pmax – максимальная мощность определяемая по графику



Коэффициент заполнения графика нагрузки показывает во сколь­ко раз выработанное (потребленное) количество электрической энергии за рассматриваемый период меньше того же количества энергии, которая была выработана (потреблена) за то же время, если бы нагрузка установки все время была максимальной.

4. Продолжительность использования максимальной нагрузки:

, [ч]

5. Коэффициент использования установленной мощности:



6. Продолжительность использования установленной мощности.
ТустиТ [ч]
2. Структурные схемы электростанций к подстанций

Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов), распределения генераторов и на­грузки между распределительными устройствами (РУ) разного напряжения и связи между этими РУ.

На рис. 2.1 показаны структурные схемы ТЭЦ. Если ТЭЦ сооружается вблизи потребителей электроэнергии U =6 — 10 кВ, то необходимо иметь распределительное устройство генеративного напряжения (ТРУ). Количе­ство генераторов, присоединяемых к ГРУ, зависит от нагрузки 6 —10 кВ. На рис. 2.1,а два генератора присоединены к ГРУ, а один, как правило, более мощный, — к распределительному устройству высокого напряжения (РУ ВН). Линии 110—220 кВ, присоединенные к этому РУ, осуществляют связь с энергосистемой.

Если вблизи ТЭЦ предусматривается сооружение энергоемких про­изводств, то питание их может осуществляться по ВЛ 35—110 кВ. В таком случае на ТЭЦ предусматривается распределительное устройство среднего напряжения (РУ СН) (рис. 2.1,б), Связь между РУ разного напряжения осу­ществляется с помощью трехобмоточных трансформаторов или авто­трансформаторов.

При незначительной нагрузке (6—10 кВ) целесообразно блочное соединение генераторов с повышающими трансформаторами без поперечной связи на генераторном напряжении, что уменьшает ток КЗ и позволяет вместо дорогостоящего ГРУ применить комплектное РУ для присоединения потребителей 6—10 кВ (рис. 2.1,в). Мощные энергоблоки 100—250 МВт присоединяются к РУ ВН без отпайки для питания потребителей. Совре­менные мощные ТЭЦ обычно имеют блочную схему.

На рис. 2.2 показаны структурные схемы электростанций с преимущественным распределением электроэнергии на повышенном напряжении (КЭС, ГЭС, АЭС). Отсутствие потребителей вблизи таких электростанций позволяет отказаться от ГРУ. Все генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами. Параллельная работа блоков осуществляется на высоком напряжении, где предусматривается распределительное устройство (рис. 2.2, а).

Связь между распределительными устройствами разного напряжения осуществляется автотрансформатором или трансформатором связи (рис. 2.2,б)
3. Выбор мощности силовых трансформаторов, трансформаторов (автотрансформаторов) связи.
При выборе числа и типа трансформаторов стремятся сократить затраты как на сами трансформаторы, так и на сооружение распределительных устройств, уменьшая его размеры и количество устанавливаемой аппаратуры. Высокая надежность трансформаторов дает возможность увеличивать их единичную мощность и уменьшать удельную стоимость. Поэтому для заданных условий выбирают трансформаторы предельной мощности.



где Sтр – мощность блочного трансформатора;

PГ – сумма активной мощности генераторов, присоединенных к трансформатору;

PСН - сумма активной мощности отдаваемой генераторами на собственные нужды;

QГ – сумма реактивной мощности генераторов подсоединенных к трансформатору;

QСН – сумма реактивной мощности, отдаваемой генераторами на собственные нужды;
; QГ = PГ tg;

QСН = PСН tg; , где PСН% определяем по таблице 1.17 [3]
Выбор мощности трансформатора связи между РУ производится по максимальному перетоку между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения, которые определяются по наиболее тяжёлому режиму. Расчетная мощность определяется для трех режимов: максимальная, минимальная нагрузка СН и отключение энергоблока присоединённого к шинам СН при максимальной нагрузке потребителей (аварийный режим).


  1. Максимальный режим:

; где

Pmax = 4060 % Pуст, где Pуст – суммарная мощность генераторов, подключенных к распределительному устройству среднего напряжения.
2. Минимальный режим:

; где

Pmin = 1530 % Pуст, где Pуст – суммарная мощность генераторов, подключенных к распределительному устройству среднего напряжения.

3. Аварийный режим:
Аварийный режим рассчитывается при условии, что один генератор, подключенный к распределительному устройству среднего напряжения, аварийно отключен.



Для расчетной мощности трансформатора связи принимают наибольшую мощность рассчитанную в трех режимах с учётом 40% перегрузки.:



По расчетным мощностям производят выбор типов трансформаторов (раздел 3 [3]) и данные сводят в таблицу:


Тип

Sном

МВА

Напряжение, кВ

Потери, кВт

Uк%

Цена

тыс. руб

ВН

НН

Px

Pк


























4. Выбор электрических принципиальных схем электрических станций.
Общие сведения

Схема электрической станции выбирается с учетом развития электрических сетей энергосистемы или схем электроснабжения района.

Схема электрической станции должна удовлетворять следующим требованиям:

  1. обеспечивать надежность электроснабжения потребителей электрических станций и перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и последовательном режиме;

  2. учитывать перспективу развития;

  3. допускать возможность постепенного развития или расширения распределительного устройства всех напряжений;

  4. учитывать требования противоаварийной автоматики;

  5. обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ. На отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений.

Виды схем распределительных устройств электростанций

Наиболее простым видом главной схемы, появившемся раньше других, является схема с одной несекционированной системой шин (рис. 4.1, а), достоинства которой заключаются в крайней простоте, хорошей наглядности в натуре и минимальных затратах на сооруже­ние РУ. Однако такая схема не обеспечивает достаточной надеж­ности электроснабжения. Повреждение шин, шинных разъедини­телей или любого выключателя вызывает полное погашение всех присоединений. Ремонт шин требует прекращения электроснабже­ния всех потребителей. Ревизия любого выключателя также сопряжена с необходимостью погашения его присоединения на все время производства работ.

Уменьшить объем погашении при одной системе шин возможно ее секционированием (рис. 4-1, б). Однако существенного уменьшения объема погашении в такой схеме при авариях можно добиться только при глубоком ее секционировании, когда число секций равно числу присоединений. Это делает схему неэкономичной, причем необходимость погашении присоединений при ремонте их выклю­чателей остается.

Замена части выключателей секционными разъединителями для удешевления секционированной схемы значительно понижает ее надежность и может быть допущена только на небольших мало­ответственных установках в тех случаях, когда определяющими являются ремонтные условия.

Повышение надежности схемы с одной системой шин может быть достигнуто превращением ее в кольцевую путем соединения между

с
4.2
обою концов шин (рис. 4.1, в). Однако преимущества кольцевой схемы, заключающиеся в двустороннем питании присоединений, реализуются только при условии ее глубокого секционирования. Ревизия выключателя присоединения здесь также приводит к пога­шению этого присоединения на время ремонта.

Д


обавление обходного разъединителя /, который позволяет проводить ревизии выключателя присоединения без перерыва пита­ния потребителей, повышает ремонтопригодность кольцевой схемы (рис. 4.1, г).

Обходной разъединитель может быть установлен на перемычке между соседними линиями (рис. 4.2, а). Получающаяся при этом схема мостика имеет заметно большую гибкость и ремонтопригод­ность, так как в ней возможна ревизия любого линейного выключа­теля без погашения присоединения. Чтобы ревизия разъединителя перемычки не вызывала необходимости отключения обеих линий» достаточно последовательно с ним установить второй обходной разъединитель (рис. 4.2, б). Однако наилучшие результаты полу­чаются при сочетании схемы мостика с секционированием сборных шин между присоединениями. Получающаяся при этом схема мос­тика с тремя выключателями (рис. 4.2, в) очень удобна для питания двухтрансформаторной подстанции транзитной линией, а также для вливания мощности небольшой двухагрегатной электростанции с блочной схемой.

Схема двойного мостика (рис. 4.2, г) позволяет иметь лишнее присоединение на повышенном напряжении. Схемы рис. 4.2, виг - применяют при первой очереди строительства электростанции или в случаях небольшого числа присоединений. Эти схемы достаточно экономичны, так как число выключателей в них на единицу меньше числа присоединений.

С
4.3
тремление повысить экономичность кольцевой схемы и сохра­нить при этом их технические преимущества привели к созданию схем типа многоугольника. Как видно (рис. 4.3, а), схема много­угольника отличается от кольцевой отсутствием выключателей присоединений. В этой схеме выключатели устанавливаются в шинах, замкнутых в кольцо. Присоединения подключаются к шинам между выключателями через разъединители. Таким образом, каждое при­соединение оказывается подключенным к схеме сразу через два выключателя, которые при коммутациях присоединения должны включаться или отключаться оба. После отключения присое­динения кольцо окажется разомкнутым и его можно вновь замкнуть только после отключения разъединителя присоединения. Число выключателей в многоугольнике равно числу присоединений, т. е. такое же, как и в несекционированном кольце, однако благодаря размещению выключателей в углах многоугольника схема обладает всеми преимуществами глубокосекционированной схемы. Другим преимуществом схемы многоугольника является небольшой объем погашении даже в самом тяжелом случае повреждения одного из выключателей (теряется не больше двух присоединений). Вывод в ревизию любого выключателя требует минимума операций и может быть произведен без н арушения работы присоединения.

К недостаткам схемы многоугольника относятся сложность осуществления релейной защиты присоединений и выбора трансфор­маторов тока, при котором следует предусмотреть возможность ремонта любого из трех выключателей общей «цепочки».

Другим недостатком схемы является необходимость более частой ревизии выключателей, так как любое отключение короткого замы­кания производится в ней сразу двумя выключателями.

Наконец, к серьезным затруднениям может привести короткое замыкание в период ревизии одного из выключателей, когда распад схемы на несвязанные между собою части с большой вероятностью вызовет небаланс мощности (в части схемы будет недостаток или даже полное отсутствие источников питания, в то же время в другой части — мощность будет заперта).

Чтобы частично смягчить эти недостатки, ограничивают число присоединений, а следовательно, и число сторон многоугольника шестью, при большем числе присоединений делят последние между двумя или даже тремя связанными между собою многоугольниками (рис. 4.3, б). В некоторых случаях допускают число сторон много­угольника, большее шести, но осуществляют при этом диагональ­ные связи (рис. 4.3, в).

Если возможно обеспечение резерва питания присоединений по сети, схема многоугольника может быть выполнена еще более экономичной путем спаривания присоединений (рис. 4.3, г). При этом число выключателей уменьшается вдвое, например в схеме квадрата возможно подключение восьми присоединений. При коротком замыкании на одном из присоединений временно отключаются оба, но питание неповрежденного может быть быстро восстановлено. При коротком замыкании на участке шин линейные присоединения долж­ны получить резервное питание от сети. Разумеется, в этом случае генераторное присоединение будет отключено на все время восста­новления поврежденных шин, что будет иметь место и в схемах: неспаренными присоединениями.

Примерами простейших схем многоугольников служат схемы треугольника (рис. 4.4, а) и квадрата (рис. 4.4, б), которые могут с успехом применяться при малом числе присоединений.

Схема с одной рабочей и одной обходной системами шин обла­дает достоинствами: ревизия любого выключателя может выпол­няться без перерыва работы присоединения; отсутствуют разъеди­нители шинной развилки (исключаются ошибки персонала).

Схема имеет следующие недостатки: необходима установка обход­ного и секционного выключателей, ревизия основной рабочей сис­темы шин невозможна без погашения присоединений; короткое замыкание на рабочей системе шин приводит к погашению всех присоединений одной секции; повреждение секционного выключа­теля приводит к погашению всех присоединений обеих сек­ций.

Схема с двумя рабочими системами шин (рис. 4.6). Наличие шиносоединительного выключателя позволяет осуществлять произвольное раз­деление присоединений между си­стемами шин, при этом создаются различные варианты эксплуата­ционных схем сети в зависимости от требований системы и условий работы электростанции. Секцион­ные выключатели уменьшают воз­можный объем погашении при ко­ротких замыканиях на шинах.

Преимущества схемы с двумя рабочими системами шин заклю­чаются, во-первых, в возможности быстрого восстановления пита­ния присоединений при коротком замыкании на одной из секций путем переключения их на неповрежденную систему шин и, во-вторых, в значительном облегчении ремонта шин и шинных разъеди­нителей.

Ремонт выключателя присоединения здесь возможен только при установке съемных обходных перемычек и переводе действия релей­ной защиты присоединения на шиносоединительный выключатель, который в этой схеме заменяет ревизуемый выключатель. Так как установка перемычек вместо выключателя производится при снятом с присое­динения напряжении, подготовка выключателя к ремонту неизбежно вызывает перерыв в работе этого присоединения.

Схема с двумя основными и одной обходной системами шин (рис. 4.7) с одним выключателем на цепь, обладая всеми достоинствами простой схемы с двумя системами, имеет более высокую ремонтопригодность.

Для мощных блочных электростанций широкое приме­нение получили полуторные схемы и схемы 4/3, а также схемы “чистых” блоков генератор — трансформатор — линия (Г—Т—Л).

Полуторная схема (рис. 4.8,а) имеет следующие преимущества:

ревизия любого выключателя или системы шин производится без нарушения работы присоединений и с минимальным количеством операций при выводе этих элементов в ремонт, разъединители выполняют только ремонтные функции (обеспечение видимого раз­рыва до элементов РУ, находящихся под напряжением); обе системы шин могут быть отключены одновременно без нарушения работы присоединений. Как видно, полуторная схема сочетает надежность схемы со сборными шинами и маневренность схемы многоуголь­ника.

К недостаткам полуторной схемы относят большое число выклю­чателей и трансформаторов тока, усложнение релейной защиты присоединений и необходимость выбора выключателей и всего остального оборудования на удвоенные номи­нальные токи.

Повышенное количество выключателей в полуторной схеме частично компенсиру­ется отсутствием междушинных выключа­телей.

Схема 4/3 (рис. 4.8, б) сходна с полутор­ной, но более экономична, так как в ней приходится не на 1/2 выключателя на цепь больше, чем в схеме с двойной системой шин, а только на 1/3.

Схемы «чистого» блока Г—Т—Л приме­няются только пои напояжениях 110 — 220 кВ и при относительно малых длинах блочных линий, так как в этих схемах плохо используются возможности блочных ли­ний: их пропускная способность при напряжениях 330—750 кВ значительно превышает мощность блочных генераторов, а при ос­тановке генератора в ремонт линия блока не может быть использова­на для уменьшения потерь в сети (рис. 4.9).
5. Технико-экономическое сравнение структурных схем

электростанций и подстанций

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами:

3=рнК+И+У

где К — капиталовложение на сооружение электроустановки, тыс. руб.;

рн нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12;

И — годовые эксплуатационные издержки, тыс.руб/год;

У— ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб/год.

Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе опреде­ляют по формуле, кВт-ч,



где Рх— потери мощности холостого хода, кВт; РK потери мощности ко­роткого замыкания, кВт; Smax - расчетная (максимальная) нагрузка транс­форматора, МВ-А; Sном— номинальная мощность трансформатора, МВ-А;

Т— продолжительность работы трансформатора (обычно принимают T= 8760 ч);  - продолжительность максимальных потерь, определяется по кривой рис. 5.1 в зависимости от продолжительности использования мак­симальной нагрузки Тmax

Величина Тmax определяется по графикам нагрузки на шинах НН под­станции или по графику выдачи мощности в энергосистему через транс­форматор связи. Если построение графиков не производится, то для транс форматоров на подстанциях ве­личина Тmax принимается равной Тmax потребителей на шинах НН.




Рис. 5.1 Зависимость продолжительности максимальных потерь от продолжительности использования максимальной нагрузки.



Потери электроэнергии в трех­обмоточном трансформаторе (ав­тотрансформаторе) определяются по формуле, кВт-ч,



где индексами В, С, Н обозначены величины, относящиеся соответственно к обмоткам высшего, среднего и низшего напряжения (ВН, СН, НН). Вели­чины в, е, н определяются по соответствующим Тmах аналогично выше­описанному. Иногда для упрощения принимают

в = е = н

Если в каталогах для трехобмоточных трансформаторов даны потери КЗ пары обмоток ВН и СН Рк,в-с (ГОСТ 11920-85Е и ГОСТ 12965-85Е), тогда при мощности каждой обмотки, равной 100 % Sном, потери от­дельных обмоток равны:
Pк,в = Рк, с = Pк,н = 0,5Pк, в-с
Для трехобмоточных трансформаторов 220 кВ (ГОСТ 17544—85) в ка­талогах приведены потери КЗ для каждой пары обмоток, тогда потери от­дельных обмоток
Рк, B = 0,5 (Рк, В-С + Pк, В-Н — Pк,С-Н);

Рк, C = 0,5 (Рк, В-С + Pк, С-Н — Pк,В-Н);

Рк, H = 0,5 (Рк, В-Н + Pк, С-Н — Pк,В-С);
Потери электроэнергии в трехфазных автотрансформаторах при усло­вии, что мощность обмотки НН составляет

Sном,Н=kвыг Sном
определяются по (5.14), где потери в обмотках ВН, СН, НН отнесены

к номинальной мощности автотрансформатора:



Если номинальная мощность обмотки НН Sном,Н kвыг Sном то вместо kвыг следует подставить Sном / Sном, Н.

Потери электроэнергии в нескольких параллельно работающих транс­форматорах
W=nW
Капиталовложения К при выборе оптимальных схем выдачи электро­энергии и выборе трансформаторов определяют по укрупненным показате­лям стоимости элементов схемы.

При подсчете капитальных затрат учитываются все основные элементы структурных схем. Для упрощения расчетов повторяющиеся в вариантах элементы могут не учитываться. Данные сводятся в таблицу 5.1

Таблица 5.1. Капитальные затраты

Оборудование

Стои­мость единицы, тыс. руб.

Варианты

Первый

Второй

Коли­чество единиц,

Шт.

Общая стои­мость

тыс. руб.,

Коли­чество единиц,

шт.

Общая стоимость тыс. руб,





































Итого

















Годовые эксплуатационные издержки — определяется по формуле



где ра, ро отчисления на амортизацию и обслуживание, 6,4% и 2% соответственно; W—потери электроэнергии, кВт-ч;  — стоимость 1 кВт-ч потерь электроэнергии, 50 коп/(кВт-ч).

Приведенные затраты в учебном проектировании определяются без учета ущерба:

3=рнК+И

6. Выбор схемы собственных нужд электрических станций.
Основные требования, предъявляемые к системе собственных нужд, состоят в обеспечении надежности и экономичности работы механизмов собственных нужд. Первое требование является наибо­лее важным, поскольку нарушение работы механизмов с. н. влечет за собой расстройство сложного технологического цикла производ­ства электроэнергии, нарушение работы основного оборудования, а иногда и станции в целом и развитие аварии в системную.

Система питания с. н. электрических станций занимает особое положение среди других потребителей энергосистемы. Действитель­но, нарушение электроснабжения механизмов с. н. вызывает нару­шение работы не только самой станции, но и потребителей энерго­системы в случае недостатка мощности.

О
5.2
чень важным является и требование экономичности, поскольку потребление энергии на с. н. больше, чем в любой отрасли промыш­ленности. Повышение экономич­ности достигается за счет сни­жения расхода электрической и тепловой энергии в системе с. н., совершенствования основного и вспомогательного оборудования, разумного сокращения капита­ловложений в систему с. н., применения рациональных спо­собов регулирования произво­дительности механизмов с. н. С другой стороны, простота и свя­занная с ней надежность функ­ционирования системы с. н. имеют не меньшее значение, чем эко­номия расхода электроэнергии. Поэтому в настоящее время общепризнано, что электроснабже­ние механизмов с. н. тепловых электростанций на органическом и ядерном топливе и гидроэлек­тростанций может быть обеспе­чено наиболее просто, надежно и экономично от генераторов станции и энергосистемы (рис. 5.2).

Схемы питания собственных нужд тепловых электростанций.

Требования к схемам питания с. н. Схемы рабочего и резерв­ного питания с. н. являются составной частью главной схемы элект­рических соединений станции. От построения этих схем зависит устойчивость технологического режима выработки электроэнергии, расход электроэнергии на с. н., капитальные вложения в систему электроснабжения механизмов с. н.

К схемам питания с. н. предъявляются следующие требования.

1. Схемы рабочего и резервного питания с. н. должны обеспе­чить надежную работу отдельных агрегатов и электростанции в целом.

2. Схема с. н. должна быть экономичной и допускать расшире­ние более мощными агрегатами, не требуя изменения схемы и элек­трооборудования с. н. ранее установленных агрегатов меньшей мощности.

3
5.3
. Источники питания и схема электрических соединений должны обеспечить успешный самозапуск электродвигателей ответствен­ных механизмов.

Кроме того, к схемам с. н. блочных электростанций предъяв­ляются дополнительные требования: схема питания с. н. должна быть такой же блочной, как и основная электрическая и тепловая схема; на секциях с. н. каждого блока должно осуществляться не­зависимое регулирование напряжения под нагрузкой. Сохранение блочного принципа в структуре схемы питания с. н. увеличивает надежность работы электростанции, так как при любых режимах работы повреждение любого элемента схемы с. н. может привести к отключению не больше чем одного блока.

Основными источниками питания потре­бителей с. н. являются генераторы и энергосистема. Исходя из принципа блочности, экономичности, надежности и облегчения условий самозапуска собственные нужды каждого блока должны получать питание от рабочего трансформатора с. н., присоединенного к ответвлению блока генератор—трансформатор (рис. 5.3— 5.5). Достоинством такого присоединения является уменьшение колебаний напряжения в системе с. н. при коротких замыканиях в системе или за трансформатором блока и сохранение питания с. н. от генераторов даже при коротких замыканиях на шинах повышенного напряжения и при отключении от них всех блоков.

У
5.3
читывая применение комплектных закрытых экранированных шинопроводов с раздельными фазами, коммутационную аппаратуру в цепи ответвления не устанавливают. Отсоединение трансформа-гора с. н. от генератора во время проведения ревизий и ремонтов осуществляется при помощи шинных разъемов.

При наличии выключателя в цепи генератора (рис. 5.3, б—г) для уменьшения числа коммутаций при пуске и остановке блока и для использования рабочего трансформатора с. н. в качестве пускового ответвления обычно присоединяются между выключате­лем и трансформатором блока.

Распределительное устройство с. н. выполняется с одной систе­мой сборных шин. На блочных электростанциях большую часть нагрузки составляют электродвигатели напряжением 6 кВ; осталь­ные двигатели мощностью менее 170 кВт и осветительная нагрузка питаются от сети 380/220 В. В соответствии с этим применяются две ступени трансформации: с генераторного напряжения (10,5;15,75; 18; 20 или 24 кВ) на напряжение основной сети с. н. (6 кВ) и далее с напряжения 6 кВ на напряжение 380/220 В.

Число секций основной сети с. н. 6 кВ принимают равным числу блоков, если не требуется специальных мер для ограничения токов короткого замыкания. Начиная с мощности рабочего трансформа­тора с. н. 25 МВ-А и выше по условиям ограничения токов корот­кого замыкания трансформаторы обычно выполняются с двумя расщепленными обмотками низшего напряжения или устанавли­вается несколько трансформаторов меньшей мощности. Тогда на каждый блок приходится по две секции с. н. 6 кВ (рис. 5.5). Наличие двух секций 6 кВ на блок позволяет присоединять ответ­ственные дублированные механизмы с.н. (дымососы, вентиляторы, циркуляционные, питательные, конденсатные насосы) на разные секции и тем самым оставлять блок в работе (со сниженной про­изводительностью) даже при полной потере питания одной из сек­ций. С учетом этого преимущества и на блоках меньшей мощности (при котлах производительностью 420 т/ч и выше) выполняется, как правило, две секции на котел (рис. 5.4). Каждая секция с. н. присоединяется к источнику через свой выключатель и обеспечи­вается автоматическим резервным питанием.

Резервирование питания осуществляется от резервных ма­гистралей, питающихся от пускорезервных трансформаторов собственных нужд ПРТ.

Пускорезервные трансформаторы с.н., каждый из которых должен обеспечить замену рабочего трансформато­ра с. н. одного блока и одновременный пуск или аварийную остановку второго блока. На ТЭС с блоками, имеющими пускорезервные питательные насосы о элек­троприводом, принимаются следующие расчетные условия при выборе резервных трансформаторов с. н.: а) замена рабочего трансформатора с. н. блока, работающего со 100%-ной нагрузкой (при работе блока на турбопитательном насосе), е одновре­менным пуском второго блока; б) замена рабочего трансформатора с. н. блока (при работе на электропитательном насосе) с одновременным пуском второго блока или одного котла при дубль-блоке.

Резервные трансформаторы подключа­ются к сети более низкого из повышенных напряжений ТЭС, к третичным обмоткам автотрансформаторов связи или к другим независимым источникам питания. Они могут также подключаться на ответвлении к блокам, имеющим генераторные выклю­чатели.

Резервный трансформатор с.н. должен обеспечивать самозапуск электродвигате­лей ответственных механизмов с. н. (допу­стимо отключение неответственных меха­низмов) при расчетном времени перерыва питания 2,5 с, определяемом временем дей­ствия релейных защит, временем отключе­ния выключателей, временем действия си­стемы автоматического включения резерва (АВР) и взаимодействия электрических и технологических защит и блокировок.

На электростанциях всех типов дол­жен быть обеспечен самозапуск механиз­мов с.н., без мероприятий по ступенчатому включению электродвигателей.

5.4



5.5


Особенности схем питания с.н. ТЭЦ. Схемы питания и резер­вирования механизмов с. н. электрических станций с поперечными связями по воде и пару (ТЭЦ) имеют свои особенности. Теплофика­ционные станции с агрегатами 30, 60, 100, 250 МВт имеют по срав­нению со станциями блочного типа более сложную тепловую схему; на них часто устанавливается разнотипное оборудование; число котлов, как правило превышает число турбин, а их суммарная паропроизводительность вдвое больше, чем у конденсационной станции той же мощности. В от­личие от блочных электростан­ций ТЭЦ обычно имеет распре­делительное устройство генера­торного напряжения (ГРУ), к которому подключена хотя бы часть турбогенераторов.

Основными источниками пи­тания с. н. по-прежнему яв­ляются генераторы и энергоси­стема. Однако на ТЭЦ имеется возможность присоединения ис­точников питания с. н. (транс­форматоры или реактированные кабельные линии) непосредст­венно к шинам ГРУ.

На ТЭЦ, где часть генераторов присоединена к шинам генераторного напряжения, а другая—к шинам повышенного напряжения в блоке с трансформаторами, электроснабжение с. н. может быть выполнено или только от шин ГРУ, или одновременно и через ответвления от генераторов блоков (рис. 5.7, 5.8). При выполнении ГРУ с тремя-четырьмя секциями 6 кВ и установке на ТЭ1 лишь одного-двух генераторов, включенных по блочной схеме (рис. 5.7), целесообразно питание с. н. этих блоков осуществит] также от генераторного напряжения. Особенно целесообразна такая схема, если в блоках генераторы сочленены с противодавленческими турбинами (типа Р и ВР), которые не могут обеспечит электроэнергией с. н. без паровой нагрузки.

При меньшем числе секций ГРУ или при большем числе блоков электроснабжение с. н. осуществляется частично от шин генераторного напряжения и частично ответвлением от генераторные токопроводов блоков (рис. 5.8). В этом случае получается более надежное электроснабжение с. н , так как в каждой секции ГРУ можно присоединить не более двух линий рабочего питания с. н. В свою очередь, к каждой линии (источнику) рабочего питания обыч­но присоединяется не больше двух секций с н.

Питание с. н. от шин ГРУ более надежно, чем через ответвление от генератора, так как вероятность повреждения сборных шин генераторного напряжения в десятки раз меньше, чем отклю­чение блока из-за аварий в его тепловой и электрической ча­сти.

Резервирование питания с. н. про­изводится от шин генераторного напря­жения.

Число резервных трансформаторов или линий (на ТЭЦ с напряжением с. н., рав­ным генераторному напряжению) на элек­тростанциях с поперечными связями при­нимается по одному на каждые шесть рабочих трансформаторов с. н. или линий. При этом к одной секции шин генератор­ного напряжения (ГРУ) не должно при­соединяться более двух рабочих трансфор­маторов с. н. Рабочие и резервные источ­ники (трансформатор, линия) присоединя­ются к разным секциям ГРУ. При двух системах сборных шин в ГРУ резервный ис­точник вместе с трансформатором связи может быть подключен к резервной си­стеме шин, а в случае одной системы сбор­ных шин в ГРУ — к ответвлению от трансформатора связи. Рабочие транс­форматоры с. н. должны обеспечивать без перегрузки питание всех потребителей со­ответствующих секций.

Мощность резервных источников пита­ния с. н. выбирается с учетом следующего:

1. При питании рабочих и резервных источников от шин ГРУ и подключении к секции ГРУ одного рабочего источника мощность резервного источника принима­ется не менее мощности наиболее крупного рабочего источника.

2. При питании рабочих и резервных источников от шин ГРУ и подключении к секции ГРУ двух рабочих источников мощность резервного источника должна быть на 50% выше мощности наиболее крупного ра­бочего источника.

3. При питании рабочих источников от­ветвлениями от блоков без генераторных вы­ключателей мощность резервного источника должна быть достаточной для замены наи­более крупного рабочего источника и одно­временного пуска одного котла или тур­бины.

4. При питании рабочих источников от блоков, имеющих выключатели генераторно­го напряжения, мощность резервного источ­ника должна быть равна мощности рабочего источника.

Схемы питания собственных нужд гидроэлектростанций

Схемы с. н. гидроэлектростанций имеют существенные отличия от схем с. н. тепловых электростанций, несмотря на то что источ­ники энергии для системы собственных нужд остаются прежними — генераторы и энергосистема. Эти различия проявляются в су­щественно меньшей доле энергии, потребляемой механизмами с. н. ГЭС, в очень малой доле или полном отсутствии мощных электро­двигателей напряжением 6 кВ, в относительно бoльшей доле обще­станционной нагрузки по сравнению с агрегатной и, наконец, в зна­чительной территориальной разобщенности общестанционных ме­ханизмов с. н. При построении схем с. н. следует учитывать, что многие ГЭС работают в пиковой или полупиковой части графика системы с несколькими пусками и остановками в течение суток, когда коммутации, связанные с переходом с рабочих на пускорезервные трансформаторы с. н. и обратно, весьма нежелательны.

Структура системы с. н. ГЭС в первую очередь зависит от при­нятого способа электроснабжения основных групп потребителей с. н.: агрегатных и общестанционных. Возможны два принципиаль­ных подхода при создании схем с. н.: объединенное питание агре­гатных и общестанционных нагрузок (рис. 5.9, 5.10) и их раздель­ное питание (рис. 5.11).

Резерв может быть как в явном, так и в скрытом виде. Секция 0,4 КВ оборудуется устройством АВР. Источник резервного питания может быть подключен к ближайшей подстанции к третичной обмотке трансформатора связи, а при их отсутствии к специально установленному дизель генератору с автоматическим пуском.






Выбор мощности трансформаторов с. н.
Мощность рабочего трансформатора с. н. блока выбирается на основании подсчета действительной нагрузки секций, питаемых этим трансформатором, с учетом как блочной, так и общестанционной нагрузки.

Определение действительной нагрузки трансформаторов с.н. оказывается очень сложным, поэтому для определения мощности трансформатора с.н. рекомендуется приближенный метод:



Мощность резервного трансформатора выбирается из условия замены рабочего трансформатора с одновременным обеспечением пуска или аварийной остановки генератора. Для расчет мощности резервного трансформатора используется следующая формула:

Sртсн = 1,5, Sтсн

Технические данные сводятся в таблицу аналогично силовым трансформаторам.

7. Расчет токов короткого замыкания.
Коротким замыканием называют замыкание между фазами, за­мыкание фаз на землю в сетях с глухо и эффективно заземленными нейтралями, а также витковые замыкания в электрических машинах.

Следствия короткого замыкания:

1. Протекание токов короткого замыкания приводит к увеличе­нию потерь электроэнергии в проводниках и контактах, что вызывает их повышенный нагрев.

2. Протекание токов короткого замыкания сопровождается зна­чительными электродинамическими усилиями между провод­никами.

3. Короткие замыкания сопровождаются понижением уровня на­пряжения в электрической сети, особенно вблизи места по­вреждения.

4. Короткое замыкание сопровождается переходным процессом, при котором значение токов и напряжений, а также характер изменения их во времени, зависит от соотношения мощностей и сопротивлений источника питания и цепи, в которой про­изошло повреждение.

Расчет токов короткого замыкания производят для выбора и проверки параметров оборудования, а также проверки уставок ре­лейной защиты.

Последовательность расчета токов при трехфазном коротком замыкании:

1. Для рассматриваемой энергосистемы составляется расчет­ная схема.

2. По расчетной схеме составляется электрическая схема за­мещения.

3. Путём постепенного преобразования приводим схему замеще­ния к наиболее простому виду, так чтобы каждый источник питания или группа источников характеризующаяся опреде­ленным значением результирующей электродвижущей силы связаны с точкой короткого замыкания одним результирую­щим сопротивлением.

4. Зная результирующую электродвижущую силу источника по закону Ома определяем начальное значение периодической со­ставляющей тока короткого замыкания, ударный ток и апе­риодическую составляющую тока короткого замыкания для заданного момента времени.
Расчетная схема.
Под расчетной схемой установки понимают упрощенную одноли­нейную схему электроустановки с указанием всех элементов и их па­раметров, которые влияют на токи короткого замыкания и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов.


Рис. 6.1 Пример расчетной схемы


Схема замещения.
Под схемой замещения понимают электрическую схему, соот­ветствующую по исходным данным расчетной схеме, но в которой все магнитные связи заменены электрическими.



Рис. 6.2 Пример схемы замещения

Расчет сопротивлений элементов схемы



Таблица 6.1 Расчетные выражения для определения приведенных значений сопротивлений

Элемент

электрооборудования

Исходный параметр

Именованые единицы

Относительные единицы

Генератор

X"d*ном

Sном





X"d*%

Sном





Энергосистема

Sк

X=U2б/ Sк

X*=Sб/ Sк




Iном, отк








X*c(ном)

Sном





Трансформатор

Xт%

Sном





Реактор

Xр





Линии электропередачи

xуд

l






Примечание, Sном номинальные мощности элементов (генератора, трансформа­тора, энергосистемы), МВ-А; Sб базовая мощность, МВ-А; Sкз мощность КЗ энерго­системы, МВ-А; Iном,отк номинальный ток отключения выключателя, кА; x*с(ном) - относительное номинальное сопротивление энергосистемы; хт — относительное сопротивление трансформатора, определяемое через ик напряжение КЗ трансформатора (см. табл. П.2); Iб - базовый ток, кА; Uср среднее напряжение в месте установки данного элемента, кВ; xуд - индуктивное сопротивление линии на 1 км длины, Ом/км; l—длина линии, км.

После того как схема замещения составлена и определены сопротивления всех элементов, она преобразуется к наиболее простому виду (рис. 6.3). Преобразование (свертывание) схемы выполняется в направлении от источ­ника питания к месту КЗ. При этом используются известные правила последовательного и параллельного сложения сопротивлений, преобра­зования звезды сопротивлений в треугольник и обратно, многоугольника в многолучевую звезду и т. п. Эти правила представлены в табл. П.2.

В процессе преобразования схемы замещения часто возникает задача разделения так называемых связанных цепей. Этот случай показан на рис. 6.4.

Токи от источников I, II, III проходят через общее сопротивление х4. Для того чтобы определить ток, поступающий к точке КЗ от каждого источника, необходимо преобразовать схему к лучевому виду, показан­ному на рис. 6.4 г.

При расчете по схеме, полученной при таком преобразовании, токи, подтекающие в точку повреждения от отдельных источников, должны быть такими же, какими они получились бы в схеме до преобразования.


6.3


Расчет производится в следующем порядке:

1. Составляют схему замещения для данной точки КЗ и путем посте­пенного преобразования приводят ее к виду, показанному на рис. 6.4, а, причем в общем случае число ветвей источников может быть любым.


6.4


2. Определяют результирующее сопротивление схемы (рис.6.4, а-в):
xрез=xэк+x4, где xэк - эквивалентное сопротивление всех источников питания относительно точки 1 схемы:

xэк= x1 x2 x3
3. Принимают относительные значения периодической составляющей тока в месте повреждения за единицу и находят коэффициенты распределения по ветвям:

С1=xэк/x1

С2=xэк/x2

и т.д.

Правильность вычисления коэффициентов проверяют по выполнению условия:

С1+ С2=1

4. Для определения сопротивлений результирующей схемы замещения используют формулы:

xрез1= xрез/ С1

xрез2= xрез/ С2

и т.д.
После получения результирующей схемы переходим к определению токов К.З.

5. Определение начального значения периодической составляющей тока КЗ для полученной результирующей схемы замещения определяем по формуле:
,

где Е"* - это ЭДС источника в относительных единицах, определяется по таблице П.4, xрез – результирующее относительное сопротивление цепи КЗ.

Iб – базовый ток, определяемый по выражению:




Определение ударного тока КЗ

Ударный ток обычно имеет место через 0,01 с после начала КЗ. Его значение определяется по:


  1   2   3   4


Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации