Подякувати Студентському архіву довільною сумою
Admin
26.02.2023 12:38
Дякуємо, що користуєтесь нашим архівом!
Інформація про навчальний заклад
ВУЗ:
Національний університет Львівська політехніка
Інститут:
Не вказано
Факультет:
Не вказано
Кафедра:
Не вказано
Інформація про роботу
Рік:
2024
Тип роботи:
Курсова робота
Предмет:
Електроніка
Частина тексту файла (без зображень, графіків і формул):
ЗМІСТ
Вступ. Характеристика енергетики України 3
Розділ 1. Вибір типу та потужності генераторів та
трансформаторів 7
Розділ 2. Вибір структурної схеми електростанції на основі
техніко - економічного порівняння варіантів
2.1. Варіанти проектування електричної станції 9
2.2. Вибір автотрансформаторів зв’язку 14
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
2.3. Розрахунок втрат активної енергії в блочних
трансформаторах і АТЗ 17
2.4. Визначення збитків від ненадійності роботи елементів структурної схеми КЕС 19
2.5. Приведені затрати варіантів структурних схем ТЕС 24
Розділ 3. Вибір схем відкритих розподільних пристроїв (ВРП) електричної станції 25
Розділ 4. Розробка системи електропостачання власних потреб 28
Розділ 5. Розрахунок струмів КЗ для вибору апаратури та струмопровідних частин 30
Розділ 6. Вибір та перевірка апаратів високої напруги
6.1. Вибір вимикачів та роз’єднувачів 38
6.2. Вибір вимірювальних трансформаторів струму та
напруги 43
6.3. Вибір струмопровідних частин 47
Розділ 7. Вибір акумуляторної батареї 50
ЛІТЕРАТУРА
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
3
Вступ
Значна частина ТЕС України ( біля 45% ) відпрацювала свій ресурс, фізично зношена і потребує заміни.
Перспективний розвиток ПЕК України – це узгоджений з вимогами економіки держави розвиток енергетики, зменшення питомої ваги енергетики в загальній структурі господарських комплексів, мінімізація збитків, яких зазнає навколишнє природне середовище від діяльності енергетичних об’єктів. Шлях розвитку ПЕК України визначено в Національній енергетичній програмі (НЕП) України. В її основу покладено схвалену Верховною Радою Концепцію розвитку паливно-енергетичного комплексу України на період до 2010 р. При розробці НЕП України основними завданнями були визначені: вирішення проблем сталого та надійного забезпечення потреб України в ПЕР; зменшення зовнішньоекономічної залежності від імпорту паливно-енергетичних ресурсів; широке впровадження енергозберігаючих технологій та заходів; розширення використання нетрадиційних та поновлюваних джерел енергії (НПДЕ); зменшення шкідливого впливу галузей ПЕК на навколишнє природнє середовище; розширення частки позабюджетних джерел фінансування програми у зв’язку з дефіцитом бюджету та розширенням ринкових відносин; розвиток власної бази машинобудування для забезпечення потреб в устаткуванні ПЕК та енергозбереження тощо.
До 2010 р. згідно з НЕП України планується зменшити імпорт ПЕР на 69 млн. т у. п. (на 39 % ) у порівнянні з 1990 р. До 2010 р. видобуток вугілля має зрости до 170 млн. т, що дозволило б забезпечити потреби України у твердому паливі. Власний видобуток нафти планувалося збільшити з 4,1 млн. т у 1995 р. до 7,5 млн. т у 2010 р., а природного газу відповідно – з 18,2 до 35,3 млрд. EMBED Equation.3 .
На основі розроблених на перспективу питомих витрат ПЕР визначена потреба в них за народногосподарськими комплексами на період до 2010 р. У
вугільній промисловості передбачалися реконструкція діючих та будівництво нових шахт, стабілізація і нарощування видобутку вугілля. У нафтовій та газовій Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
4
промисловості передбачалися суттєве нарощування обсягів геологорозвідувальних робіт, поліпшення видачі продуктів пластів, зростання видобутку нафти та газу.
Також намічено продовження терміну служби діючих енергоблоків на теплових електростанціях (ТЕС) за рахунок їх реконструкції та модернізації при орієнтації на збільшення частки спалювання власного вугілля та будівництво нових ТЕС. У ядерній енергетиці планувалися проведення реконструкції діючих атомних електростанцій (АЕС) для підвищення їх безпеки, введення атомних блоків високого та середнього ступеня готовності. Також запропоновано заходи щодо розширення використання НПДЕ, вирішення екологічних проблем галузей ПЕК Розкриті проблеми та підготовлені пропозиції щодо напрямків енергозбереження у всіх сферах використання ПЕР.
Важливого значення в НЕП України надається модернізації теплової енергетики, зокрема, переобладнанню електростанцій для спалювання низькосортного високо зольного вугілля в циркулюючому киплячому шарі. Потребують свого вирішення проблеми удосконалення водохімічних режимів та покращення екологічних показників.
Так в період до 2010 р. згідно з НЕП України передбачаються реконструкція та модернізація електростанцій загальною потужністю 35.3 млн. кВт, що дозволить на 2.7 млн. кВт збільшити їх установлені потужності. Будуть введені нові потужності в обсязі 21.2 млн. кВт та виведено із експлуатації 6.1 млн. кВт потужностей. Із 32.4 млн.кВт встановлених потужностей ТЕС згідно з програмою планується реконструювати 22.5 млн. кВт, що дозволить збільшити загальну встановлену потужність на 22.5 млн. кВт. Із експлуатації буде виведено устаткування встановленою потужністю 3.1млн. кВт , введення нових потужностей складатиме 8.5 млн. кВт.
Планувалося, що модернізація електроенергетики проходитиме у три етапи. На першому етапі передбачається по вузлова заміна обладнання з подовженням термінів роботи та підвищенням ККД енергетичного обладнання. Другий етап Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
5
включає модернізацію котельного та турбінного обладнання з переведенням котлів на спалювання низькосортного вугілля при значному зменшенні витрат природного газу та мазуту. В результаті третього етапу відбудеться повна заміна котлів на нові з циркулюючим киплячим шаром.
Передбачено вдосконалення газомазутних ТЕС за рахунок надбудови газотурбін на діючих енергоблоках, а також введення нових високоекономічних теплофікаційних паро газових електростанцій (ПГЕС). Закордонний досвід підтверджує, що не існує технічних проблем для того, щоб зробити ідентичними екологічні характеристики на вугільних та газових ТЕС.
Реконструкція теплоенергетики (збільшення ресурсу діючого обладнання пиловугільних ТЕС, впровадження нових технологій спалювання вугілля ) дозволить зменшити використання природного газу (за 5 років потреби в газі скоротяться на 50-60 % , тобто на 8-9 млрд. EMBED Equation.3 за рік ), зменшити викиди в атмосферу до 18 тис. т, оксидів сірки –до 100 тис. т, оксидів азоту –до 40 – 50 тис. т. Термін дії ТЕС може бути подовжений до 20 р.
Розроблено проекти поетапної реконструкції українських гідроелектростанцій (ГЕС). Перший етап реконструкції згідно з НЕП України повинен був завершитися до 2001 р. з частковою заміною агрегатів на всіх восьми ГЕС. Із існуючих сьогодні 4700 МВт потужностей електростанцій на 1100 МВт буде проведена модернізація , що дасть змогу збільшити загальну потужність на 130 МВт. Другий етап реконструкції охопить інші потужності ГЕС і дозволить збільшити їх на 338 МВт, що рівноцінно будівництву однієї ГЕС типу Київської. Реконструкція ГЕС дозволить також ліквідувати періодичні викиди масел у водоймища та покращити екологічний стан
довкілля.
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
6
Оскільки Україна взяла на себе зобов’язання по зменшенню викидів шкідливих речовин у атмосферу, то це обумовлює введення жорстких нормативів викидів і зобов’язує приймати радикальні заходи з метою суттєвого зменшення забруднення навколишнього середовища об’єктами ПЕК
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
7
Розділ 1. Вибір типу та потужності генераторів та трансформаторів.
Для варіантів видачі потужності КЕС, які приведені на рисунках виберемо тип і потужність генераторів.
Генератори:
ТВВ-160-2ЕУ3 ;
n = 3000 (об/хв...) ; Ін = 5,67 (кА) ;
Sном = 194 (МВ∙А) ; Хd″ = 0,213 ;
Рном = 165 (МВт) ; Хd′ = 0,304 ; [1]
Uном = 18 (кВ) ; Xd = 1,713 ;
сosφном=0,85; Xo = 0,1 .
Для блоку з турбогенератором типу ТВВ-160-2ЕУ3 потужність генератора:
Sг.ном = Рг.ном + jQг.ном =165+j102,135 (МВ∙А) ;
Sг.ном=194 (МВ∙А) ;
Рг.min / Рг.ном = 0,6 ;
Sг.min = 0,6∙Sг.ном =0,6∙(165+j102,135)=99+j61,28 (МВ∙А) ;
Sг.min=116,43 (МВ∙А) ;
На власні потреби приймаємо 5 % від номінальної потужності генератора :
Sвп.mах=0,05∙Sг.ном = 0,05∙(165+j102,135) = 8,25+j5,1 (МВ∙А) ;
Sвп.mах=9,69 (МВ∙А) ;
Sвп.min / Sвп.ном = 0,6 ;
Sвп.min = 0,6∙ Sвп.mах = 0,6∙(8,25+j5,1) = 4,95+j3,06 (МВ∙А) ;
Sвп.min = 5,8 (МВ∙А) ;
Для трансформаторів блоку 165 МВт перетоки потужності будуть :
Sт.бл.mах = Рт.бл.mах+ j Qт.бл.mах= (Рг.mах- Рвп.mах)+ j(Qг.mах- Qвп.mах) =
=(165-8,25) + j(102,135-5,1) = 156,75+ j97,035 (МВ∙А) ;
Sт.бл.mах = 184,35 (МВ∙А) ;
Sт.бл.mіn = Рт.бл. mіn + j Qт.бл. mіn = (Рг. mіn – Рвп. mіn)+ j(Qг. mіn – Qвп. mіn) =
=(99-4,95) + j(61,28-3,06) = 94,05 + j58,22 (МВ∙А);
Sт.бл.mіn = 110,61 (МВ∙А) ;
Вибираємо трансформатори з умови: Sт.ном ≥Sт.бл.mах :
Для РП 330 кВ:
Блочний трансформатор типу ТДЦ-200000/330:
Sном= 200 (МВ∙А) ; Uвн=347 (кВ) ; Uнн=18 (кВ) ; [1]
∆Pх=180 (кВт) ; ∆Pк=520 (кВт) ; uк = 11 % ; Iх = 0,5 % ;
Для РП 110 кВ: EMBED Equation.3
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
8
Блочний трансформатор типу ТДЦ-200000/110:
Sном= 200 (МВ∙А) ; Uвн=121 (кВ) ; Uнн=18 (кВ) ; [1]
∆Pх=170 (кВт) ; ∆Pк=550 (кВт) ; uк = 10,5 % ; Iх = 0,5 % .
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
9
Розділ 2. Вибір структурної схеми електростанції на основі
техніко - економічного порівняння варіантів
2.1. Варіанти проектування електричної станції
2.1.1. Проаналізуєм вихідні дані завдання на проектування КЕС
В завданні вказано, що потужність КЕС видається в систему через РП 330 кВ і РП 100 кВ з ефективним заземленням нейтралі. Тобто, для зв’язку РП станції повинні використовуватись автотрансформатори зв’язку.
2.1.2. Особливості режиму роботи автотрансформатора вимагають забезпечення в нормальному режимі роботи станції перетікання потужності в напрямку від РПСН до РПВН. В свою чергу, перетікання потужності між РПСН і РПВН залежать від навантаження місцевого району, що живиться від РПСН, і від кількості генераторів під’єднаних до РПСН. Для зменшення потужності АТЗ, перетікання потужності між РПВН і РПСН повинно мати якомога менше значення. Виходячи з цих міркувань приймаємо такий розподіл генераторів.
По структурній схемі першого варіанту до РПСН приєднуєм один агрегат потужністю 165 МВт, всі інші приєднуєм до РПВН.
По структурній схемі 2 варіанту до РПСН приєднуєм один агрегат потужністю 165 МВт, один агрегат приєднуєм до третинної обмотки АТЗ, всі інші приєднуєм до РПВН.
По структурній схемі третього варіанту до РПСН приєднуєм два агрегата потужністю 165 МВт, всі інші приєднуєм до РПВН.
2.1.3. В завдані на проектування не вказано на наявність зв’язку з енергосистемою електричної мережі промислового району, що живиться
від РПСН. Якщо мережа промислового району немає зв’язку з енергосистемою (ізольований район) кількість АТЗ визначається співвідно –
шенням між мінімальним навантаженням місцевого району і технологічним
мінімумом блоків, які під'єднані до РПСН. Якщо технологічний мінімум потужності блоків, що відокремлюються від енергосистеми внаслідок Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
10
відмови одного АТЗ, є більший за мінімум навантаження промислового району, то встановлюється два АТЗ.
В нашому випадку технологічний мінімум блоку 165 МВт становить
0,4∙165 = 66 МВт, який є меньшим за мінімум навантаження району рівного 95 МВт, то встановлюєм мінімум один АТЗ в кожному варіанті структурної схеми.
2.1.4. Складаючи варіанти структурних схем необхідно врахувати резервні трансформатори ВП ( РТВП ). За наявності в кожному блоці генераторних вимикачів встановлюється по одному РТВП на кожні 4 блоки. Оскільки ми маємо шість блоків, то встановлюємо по два РТВП у кожному варіанті структурної схеми.
У першому варіанті РТВП під’єднуєм до третинної обмотки АТЗ і під’єднуєм до РПСН.
У другому варіанті РТВП під’єднуєм до РПСН .
У третьому варіанті РТВП під’єднуєм до третинної обмотки АТЗ і під’єднуєм до РПСН.
Оскільки Sвп.mах=0,05∙Sг.ном = 9,69 МВ∙А, виберемо РТВП типу :
ТДНС-10000/35
Sном= 10 (МВ∙А) ; Uвн=10,5 (кВ) ; Uнн=6,3 (кВ) ;
∆Pх=12 (кВт); ∆Pк=60 (кВт) ; uк = 8 % ; Iх = 0,75 % . [1]
ТДН-10000/110
Sном= 10 (МВ∙А) ; Uвн=115 (кВ) ; Uнн=6,6 (кВ) ;
∆Pх=14 (кВт) ; ∆Pк=58 (кВт) ; uквн-нн= 10,5 % ; Iх = 0,9 % .
Використовуємо схему приєднання трансформаторів ВП через два вимикача
в кожному колі генератора, що підвищує надійність схеми, зменшує кількість
операцій з вимикачами на підвищеній напрузі і дає можливість пуску і зупинки блоку з використанням робочого ТВП. Вибираємо ТВП по одному
на генератор. Оскільки максимальна потужність ВП енергоблоку
Sвп.mах=9,69 МВ∙А, то для блоку 165 МВт вибираємо ТВП типу:
ТДНС-10000/35
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
11
Sном= 10 (МВ∙А) ; Uвн=18 (кВ) ; Uнн=6,3 (кВ) ;
∆Pх=12 (кВт); ∆Pк=60 (кВт) ; uк = 8 % ; Iх = 0,75 %
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
12
EMBED Visio.Drawing.11
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
13
EMBED Visio.Drawing.11
Надлишок генераторної потужності на шинах РПСН в порівняні з
першим варіантом збільшиться, це призведе до збільшення встановленої потужності АТЗ. Таким чином третій варіант буде дорожче і з подальших розрахунків виключається.
2.2. Вибір автотрансформаторів зв’язку.
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
14
Варіант 1.
Для автотрансформаторів зв’язку перетоки потужності через обмотку СН в нормальному режимі будуть:
S1=(P1+jQ1)=n(Рг.max-Pвп.max)-Рнав.max+j(n(Qг.max-Qвп.max)-Qнав.max) =
=(165-8,25)-160 + j(102,135-5,1)-99,04 = -3,25-j2(МВ∙А);
S1=3,816 (МВ∙А);
Якщо навантаження на шинах РПСН мінімальне, то:
S2=(P2+jQ2)=n(Рг.min-Pвп.min)-Рнав.min+j(n(Qг.min-Qвп.min)-Qнав.min) =
=(99-4,95)-95 + j(61,28-3,06)-58,8 = -0,95 -j0,58 (МВ∙А) ;
S2=1,113 (МВ∙А) ;
В аварійному режимі (відключення одного блоку, під’єднаного до шин РПСН).
Максимальне навантаження.
S3=n(Рг.max-Pвп.max)-Рнав.max+j(n(Qг.max-Qвп.max)-Qнав.max) =
= -160-j99,04 (МВ∙А);
S3=188,172 (МВ∙А);
Мінімальне навантаження.
S4=n(Рг.min-Pвп.min)-Рнав.min+j(n(Qг.min-Qвп.min)-Qнав.min) =
= -95 -j58,8 (МВ∙А) ;
S4=111,72 (МВ∙А) ;
Потужність АТЗ вибираєм з умови: SАТном ≥ Sроз/1,4 ;
Приймаємо автотрансформатор типу:
АТДЦТН-200000/330/110 ; [1]
Sном= 200 (МВ∙А) ; Uвн=330 (кВ) ; Uсн=115 (кВ) ; Uнн=10,5 (кВ);
∆Pх=155 (кВт) ; ∆Pкв-с=560 (кВт) ;
uкв-с = 10,5 % ; uкв-н = 38 % ; uкс-н = 25 % ; Iх = 0,4 % .
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
15
Варіант 2.
Для автотрансформаторів зв’язку перетоки потужності через обмотку СН в нормальному режимі будуть:
S1=(P1+jQ1)=n(Рг.max-Pвп.max)-Рнав.max+j(n(Qг.max-Qвп.max)-Qнав.max) =
=(165-8,25)-160 + j(102,135-5,1)-99,04 = -3,25-j2(МВ∙А);
S1=3,816 (МВ∙А);
Якщо навантаження на шинах РПСН мінімальне, то:
S2=(P2+jQ2)=n(Рг.min-Pвп.min)-Рнав.min+j(n(Qг.min-Qвп.min)-Qнав.min) =
=(99-4,95)-95 + j(61,28-3,06)-58,8 = -0,95 -j0,58 (МВ∙А) ;
S2=1,113 (МВ∙А) ;
В аварійному режимі (відключення одного блоку, під’єднаного до шин РПСН).
Максимальне навантаження.
S3=n(Рг.max-Pвп.max)-Рнав.max+j(n(Qг.max-Qвп.max)-Qнав.max) =
= -160-j99,04 (МВ∙А);
S3=188,172 (МВ∙А);
Мінімальне навантаження.
S4=n(Рг.min-Pвп.min)-Рнав.min+j(n(Qг.min-Qвп.min)-Qнав.min) =
= -95 -j58,8 (МВ∙А) ;
S4=111,72 (МВ∙А) ;
Генератор потужністю 165 МВт приєднаний до третинної обмотки АТЗ.
Перетікання потужності через обмотку НН залежить від потужності генератора:
S5= Sт.бл.mах= 156,75+ j97,035 (МВ∙А) ;
S5=184,35 (МВ∙А) ;
S6= Sт.бл.min= 94,05 + j58,22 (МВ∙А);
S6=110,61 (МВ∙А);
Перетікання потужності через обмотку ВН АТЗ:
S7= S1+ S5=-3,25-j2+ 156,75+ j97,035 =153,5 + j95,035 (МВ∙А) ;
S7=180,53 (МВ∙А) ;
S8= S2+ S6=-0,95 -j0,58 +94,05 + j58,22 = 93,1 + j57,64 (МВ∙А);
S8=109,49 (МВ∙А);
S9= S3+ S5=-160-j99,04 +156,75+ j97,035 = -3,25-j2 (МВ∙А) ;
S9=3,816 (МВ∙А) ;
Потужність автотрансформатора зв´язку вибирається за максимальною
потужністю, отриману в результаті розрахунків. За розрахункову максимальну потужність ми приймаємо найбільшу з потужностей:
SВН.mах=180,53 (МВ∙А) ;
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
16
SСН.mах=188,172 (МВ∙А) ;
SНН.mах=184,35 (МВ∙А) ;
Потужність АТЗ вибираєм з умови: SАТном ≥ Sроз/1,4 ;
Приймаємо три автотрансформатора типу:
АТДЦТН-200000/330/110 ; [1]
Sном= 200 (МВ∙А) ; Uвн=330 (кВ) ; Uсн=115 (кВ) ; Uнн=18 (кВ);
∆Pх=155 (кВт) ; ∆Pкв-с=560 (кВт) ;
uкв-с = 10,5 % ; uкв-н = 38 % ; uкс-н = 25 % ; Iх = 0,4 % .
Перевіряємо можливість передавання потужності генератора через низьку
обмотку автотрансформатора.
Сумарна потужність низької обмотки АТЗ буде SАТЗ.НН=3·80=240 (МВ∙А),
що є більшою за потужність генератора Sг.ном= 194 (МВ∙А).
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
17
2.3. Розрахунок втрат активної енергії в блочних трансформаторах і АТЗ.
Розрахунок втрат активної енергії в блочних трансформаторах обчислюється за формулою:
∆WT =∆Pх ∙(8760-TРБЛ)+ ∆Pк ∙(Sт.бл.mах / Sт.ном)2∙τ ;
Для трансформатора типу ТДЦ-200000/330
∆Pх=180 (кВт) ; ∆Pк=520 (кВт) ;
ТГ.ВСТ =7060 год; TРБЛ = 1559год. ; [1]
Час найбільших втрат τ = 5850год. ; [3]
∆WT =∆Pх ∙(8760-TРБЛ)+ ∆Pк ∙(Sт.бл.mах / Sт.ном)2∙τ =
=180∙(8760-1559)+520∙(184,35/200)2∙5850=3881000 ( кВт∙год / рік ) ;
Для трансформатора типу ТДЦ-200000/110
∆Pх =170 (кВт); ∆Pк=550 (кВт) ;
ТГ.ВСТ =7060 год; TРБЛ = 1559год. ;
Час найбільших втрат τ = 5850 год.
∆WT =∆Pх ∙(8760-TРБЛ)+ ∆Pк ∙(Sт.бл.mах / Sт.ном)2∙τ =
=170∙(8760-1559)+550∙(184,35/200)2∙5850=3958000 ( кВт∙год / рік ) ;
Втрати активної енергії в автотрансформаторах зв’язку .
Варіант 1.
WАТСН=n(Рг.ном ∙ ТГ.ВСТ - Рвп.mах ∙Т вп.mах)- Р нав.mах ∙Тmах =
=(165∙7060 -8,25∙7060)-160∙7000 =-13350 (кВт ∙год / рік) ;
WАТВН = WАТСН =-13350 (кВт∙год./ рік) ;
WАТНН = 0;
ТСН mах = ТВН mах = WАТСН/ РСН mах =13350/160=83,43 год. ;
Час найбільших втрат τ = 50 год. ; [3]
Тоді втрати енергії будуть:
∆WАТ = ∆Pх∙(8760-TрАТ)∙n + ∆Pкв-с∙ (SАТ.mах / n∙Sт.ном)2 ∙ τ =
=155∙(8760-50)+560∙(188,172/200)2∙50=1375000( кВт∙год / рік ) ;
n- кількість автотрансформаторів зв’язку .
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
18
Загальні втрати в трансформаторах по 1 варіанту:
∆W∑1=5·3881000+3958000 +1375000 = 24,74∙106 (кВт∙год/рік) ;
Варіант 2.
WАТСН=n(Рг.ном ∙ ТГ.ВСТ - Рвп.mах ∙Т вп.mах)- Р нав.mах ∙Тmах =
=(165∙7060 -8,25∙7060)-160∙7000 =-13350 (кВт ∙год / рік) ;
ТСН mах = WАТСН/ РСН mах =13350/160=83,43 год. ;
Час найбільших втрат τ = 50год.;
Для обмоток НН АТЗ:
WАТНН=n(Рг.ном ∙ ТГ.ВСТ - Рвп.mах ∙Т вп.mах)=165∙7060 -8,25∙7060=
= 1107000(кВт ∙год / рік) ;
ТАТНН = ТГ.ВСТ = 7060год.; τ = 5850 год.;
Для обмоток ВН АТЗ:
WАТВН= WАТСН+ WАТНН =-13350 +1107000=1093650(кВт ∙год / рік) ;
ТАТВН = WАТВН/ РВН mах =1093650/153,5=7125 год.;
τ = 5950 год.;
Тоді втрати енергії будуть:
∆Pкв=∆Pкс =∆Pкв-с/2=560/2=280 кВт
∆Pкн=∆Pкв · Sнн / Sном =280·80/200=112 кВт
WАТ = ∆Pх∙(8760-TрАТ)∙n + ∆Pкв∙ (Sвн.mах / n∙Sт.ном)2 ∙ τвн+ ∆Pкс∙ (Sсн.mах / n ∙Sт.ном)2 ∙ ∙τсн +∆Pкн∙ (Sнн.mах / n∙ Sт.ном)2 ∙ τнн =
=155∙3∙(8760-50) + 280∙(180,53/3∙200)2∙5950+280∙(188,172/3∙200)2∙50+ +112∙(184,35/3∙200)2∙5850 =4264000 ( кВт∙год / рік ) ;
Загальні втрати в трансформаторах по 2 варіанту:
∆W∑2 = 4·3881000+3958000 +4264000 =23,75∙106(кВт∙год/рік);
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
19
2.4. Визначення збитків від ненадійності роботи елементів структурної схеми КЕС.
Враховуючими елементами при оцінці надійності структурних схем електростанції є блочні трансформатори, автотрансформатори зв’язку і генераторні вимикачі. Відмови елементів схеми видачі потужності викликають відключення тільки одногу блоку, потужність якого менша резерву потужності у системі. Такі відмови супроводжуються системними збитками, що пов’язані з недовідпуском електричної енергії у систему і порушенням транзиту потужності через шини РП електростанції.
Очікуємі збитки в блоці з генераторним вимикачем від відмов блочного трансформатора і генераторного вимикача:
Збл = Зсист ∙ (Тгвст/8760) ∙ PГНОМ ∙ ( ωТ ∙ (ТВТ+Тпуск1) + ωВ ∙ (ТВВ+Тпуск2)) ∙ (1-qроб.бл );
де: Зсист –питомі системні збитки, для учбового проектування приймаються рівними 0,15 грн./(кВт ∙год.);
ωТ, ТВТ – відповідно параметр потоку відмов і середній час відновлення блочного трансформатора;
Тпуск1 – тривалість пуску блоку після його зупинки тривалістю ТВТ ;
ωВ , ТВВ – відповідно параметр потоку відмов та час відновлення генераторного вимикача ;
Тпуск2 – тривалість пуску блоку після його зупинки тривалістю ТВВ;
qроб.бл – коефіцієнт ремонтного стану блоку, який можна обрахувати :
qроб.бл = (ωБЛ ∙ТВ.БЛ + μБЛ ∙ ТР.БЛ) / 8760 ;
ωБЛ ,ТВБЛ – відповідно параметр потоку відмов і середній час відновлення блоку ;
μБЛ ,ТР.БЛ – відповідно частота планових ремонтів і середня тривалість планового ремонту блоку .
Згідно довідника [1] візьмемо табличні показники надійності елементів структурної схеми ТЕС .
Таблиця 2.4.1
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
20
Показники надійності
Для енергоблоку 165 МВт :
qроб.бл = (ωБЛ ∙ ТВ.БЛ + μБЛ ∙ ТР.БЛ) / 8760 =(5,68∙48,8+16,85∙117)/8760=0,257 ;
Варіант 1.
Тривалість пуску блоку Тпуск1 внаслідок відмови блочного трансформатора і генераторного вимикача блоку 165 МВт, приєднаного до РП 330 кВ з часом відновлення : ТВТ = 45 год. ; Тпуск1=5,3 год.;
ТВВ = 20 год. ; Тпуск2 = 5,3 год.;
Тоді збитки при відмові блочного трансформатора і генераторного вимикача блоку 165 МВт, приєднаного до РП 330 кВ :
Збл 330кВ =Зсист ∙ (Тгвст/8760) ∙ PГНОМ ∙ ( ωТ ∙ (ТВТ+Тпуск1) + ωВ ∙ (ТВВ+Тпуск2)) ∙
∙(1-qроб.бл)= 0,15∙(7060 /8760)∙165∙(0,053∙(45+5,3)+0,04∙(20+5,3))∙(1-0,257) =
=54,509 (тис. грн / рік) ;
Тривалість пуску блоку Тпуск1 внаслідок відмови блочного трансформатора і генераторного вимикача блоку 165 МВт, приєднаного до РП 110кВ з часом відновлення : ТВТ = 95 год. ; Тпуск1=5,3 год.;
ТВВ = 20 год. ; Тпуск2 = 5,3 год.;
Тоді збитки при відмові блочного трансформатора і генераторного вимикача блоку 165 МВт, приєднаного до 110 кВ :
Збл 110кВ = Зсист ∙ (Тгвст /8760) ∙ PГНОМ ∙ ( ωТ ∙ (ТВТ +Тпуск1) + ωВ ∙(ТВВ+Тпуск2))∙
∙(1-qроб.бл) = 0,15∙(7060 /8760)∙165∙(0,075∙(95+5,3)+0,04∙(20+5,3))∙(1-0,257) =
= 126,486(тис. грн / рік) ;
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
21
Збитки при відмові АТЗ :
ЗАТ = Зсист ∙ (Тпер.max /8760) ∙ Рпер.max ∙ ωАТ ∙ ТВАТ ∙ (1-qроб.тр )= = 0,15∙(7000/8760)∙ 160 ∙0,053∙45∙(1-0,257)= 33,985 (тис. грн /рік) ;
Сумарні збитки по першому варіанту :
З∑1 = 5∙Збл330кВ + Збл110кВ +ЗАТ =5∙54,509 +126,486+33,985 =
= 433,016 (тис. грн.) ;
Розраховуєм капітальні витрати по першому варіанту:
Таблиця 2.4.2
Капітальні витрати
Комірки вимикачів 20 не враховуємо, оскільки їх кількість є однакова у всіх варіантах структурних схем.
К1=5∙291∙1,24+222∙1,17+291∙1,27+6∙160+3∙64,1+1∙14+43∙1,23+40∙1,24=
=3702 (тис. грн.) ;
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
22
Варіант 2.
Тривалість пуску блоку Тпуск1 внаслідок відмови блочного трансформатора і генераторного вимикача блоку 165 МВт, приєднаного до РП 330 кВ з часом відновлення : ТВТ = 45 год. ; Тпуск1=5,3 год.;
ТВВ = 20 год. ; Тпуск2 = 5,3 год.;
Тоді збитки при відмові блочного трансформатора і генераторного вимикача блоку 165 МВт, приєднаного до РП 330 кВ :
Збл 330кВ =Зсист ∙ (Тгвст/8760) ∙ PГНОМ ∙ ( ωТ ∙ (ТВТ+Тпуск1) + ωВ ∙ (ТВВ+Тпуск2)) ∙
∙(1-qроб.бл)= 0,15∙(7060 /8760)∙165∙(0,053∙(45+5,3)+0,04∙(20+5,3))∙(1-0,257) =
=54,509 (тис. грн / рік) ;
Тривалість пуску блоку Тпуск1 внаслідок відмови блочного трансформатора і генераторного вимикача блоку 165 МВт, приєднаного до РП 110кВ з часом відновлення : ТВТ = 95 год. ; Тпуск1=5,3 год.;
ТВВ = 20 год. ; Тпуск2 = 5,3 год.;
Тоді збитки при відмові блочного трансформатора і генераторного вимикача блоку 165 МВт, приєднаного до 110 кВ :
Збл 110кВ = Зсист ∙ (Тгвст /8760) ∙ PГНОМ ∙ ( ωТ ∙ (ТВТ +Тпуск1) + ωВ ∙(ТВВ+Тпуск2))∙
∙(1-qроб.бл) = 0,15∙(7060 /8760)∙165∙(0,075∙(95+5,3)+0,04∙(20+5,3))∙(1-0,257) =
= 126,486(тис. грн / рік) ;
На стороні НН АТЗ в даному випадку приєднано один блок з одним генераторним вимикачем, для якого збитки будуть рівні:
Збл АТ = Зсист ∙ (Тгвст / 8760) ∙ PГНОМ ∙ ( ωТ ∙ (ТВТ+Тпуск1) + ωВ ∙ (ТВВ+Тпуск2)) ∙ (1-qроб.бл) = 0,15∙(7060 /8760)∙165∙(0,053∙(45+5,3)+0,04∙(20+5,3))∙(1-0,257) =
=54,509 (тис. грн / рік) ;
Збитки при відмові АТЗ не враховуємо, оскільки в нас три АТЗ.
Сумарні збитки по другому варіанту :
З∑2 =4∙ Збл330кВ + Збл110кВ + Збл АТ =4∙54,509 +126,486+54,509 =
= 399,031 (тис. грн.);
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
23
Розраховуєм капітальні витрати по другому варіанту:
Таблиця 2.4.3
Капітальні витрати
Комірки вимикачів 20 не враховуємо, оскільки їх кількість є однакова у всіх варіантах структурних схем.
К2=4∙291∙1,24+222∙1,17+3∙291∙1,27+7∙160+6∙64,1+2∙40∙1,24=
=4416 (тис. грн.) ;
2.5. Приведені затрати варіантів структурних схем ТЕС.
Зпр = (Eн+а+в) ∙ k + В + З∑; [3]
де, Eн =0,12 –нормативний коефіцієнт економічної ефективності капіталовкладень ;
а=0,064 – норма амортизаційних відрахувань;
в=0,02 – норма відрахувань на обслуговування;
В =β ∙ ∆W∑ - річні експлуатаційні видатки, тис.грн.;
β = 1,2∙10-5 тис . грн. – вартість 1кВт∙год. втрат електроенергії ;
Варіант 1.
Зпр1 = (Eн+а+в) ∙ k + В + З∑=
= (0,12+0,064+0,02) ∙ 3702 + 1,2∙10-5 ∙24,74∙106+ 433,016 = 1485 (тис. грн.).
Варіант 2.
Зпр2 = (Eн+а+в) ∙ k + В + З∑=
= (0,12+0,064+0,02) ∙ 4416+ 1,2∙10-5 ∙23,75∙106+ 399,031 = 1585 (тис. грн.).
Зведемо розрахункові дані по всім варіантам у таблицю :
Таблиця 3.5.1
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
24
Різниця в приведених затратах по варіантах:
ε1 = (Зпр2- Зпр1)∙100% / Зпр2= (1585-1485)∙ 100% /1585 = 6,309 %
Приймаємо перший варіант видачі потужності, оскільки він має найменші капітальні витрати.
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
25
Розділ 3. Вибір схеми відкритих розподільних пристроїв (ВРП) електричної станції.
Вибір схем розподільчих пристроїв високої та середньої напруги.
Для РП 330 кВ вибираємо схему 4/3 вимикача на приєднання. Ця схема знайшла широке застосування в РП 330-500 кВ на потужних електростанціях і підстанціях завдяки високій надійності і гнучкості.
Перевагою даної схеми є її висока надійність і, що при ревізії будь-якого вимикача всі приєднання залишаються в роботі. Так, наприклад, при КЗ на першій системі шин відключаються вимикачі В4, В8, В12, шини залишаються без напруги, але всі приєднання зберігаються в роботі.
EMBED Visio.Drawing.11
Рис.3.1 Схема 4/3 вимикача на приєднання.
Визначимо кількість ліній, по яких здійснюється видача потужності в енергосистему:
Рвид.сист = nбл∙(Рбл.max- Рвп)- Рнав = 6∙(165-8,25) - 160 = 780,5 МВт ;
n = (Рвид.сист /Рнат ) + 1 = (780,5 / 410) + 1 ≈ 3 лінії.
Рнат = 410 МВт – натуральна потужність повітряної лінії електропередачі
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
26
330 кВ з трьома проводами в фазі. [1]
Схема дозволяє в робочому режимі без операцій з роз’єднувачами виконувати випробовування вимикачів. Ремонт шин, очистка ізоляторів, ревізія шинних роз’єднувачів без порушення роботи приєднань (відключається відповідний ряд вимикачів), всі приєднання продовжують працювати паралельно через залишену під напругою систему шин.
Недоліком є відключення КЗ відразу двома вимикачами, ускладнення кіл релейного захисту, збільшення кількості вимикачів в схемі.
Подорожчання конструкції РП при парній кількості приєднань, так як одне приєднання повинно підключатися через два вимикачі
Зниження надійності схеми, якщо кількість ліній не відповідає числу трансформаторів.
Для РП напругою 110 кВ і більше з великою кількістю приєднань широко застосовується схема з двома робочими і обхідною системами шин з одним вимикачем на приєднання.
Отже, для РП 110 кВ застосуємо схему з двома робочими і однією обхідною системами шин.
EMBED Visio.Drawing.11
Рис.3.2 Схема з двома робочими і обхідною системами шин.
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
27
Визначимо кількість ліній від РП 110 кВ, що ведуть до споживачів місцевого району. Також врахуємо резервування на випадок відключення однієї
з ліній :
n = (Рнав.max / Рнат ) + 1 = (160/ 30) + 1 = 7 ліній.
Рнат = 30 МВт – натуральна потужність повітряної лінії електропередачі
110 кВ з одним проводом в фазі. [1]
Переваги даної схеми полягають в тому, що є можливість виводу в ремонт однієї з двох систем збірних шин без відключення споживачів і джерел живлення. Недоліком є те, що при відмові одного вимикача при аварії відключаються всі споживачі і джерела живлення ліній, які приєднані до даної системи шин, а якщо в роботі знаходиться лише одна система шин, то відключаються всі приєднання
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
28
Розділ 4. Розробка системи електропостачання власних потреб.
В схемах електропостачання в.п. КЕС не повинно бути вузлів, пошкодження яких могло б призвести до відключення більше чим одного блоку. Схема в.п.,
як правило, не повинна перешкоджати розширенню електростанції більш потужними агрегатами. При застосуванні закритих пофазно екранованих струмопроводів приєднання ТВП виконується безпосередньо без роз’єднувачів
і вимикачів. При наявності генераторного вимикача в блоці генератор-трансформатор відгалуження до в.п. приєднується між вимикачем і блочним трансформатором.
Комплектні РП в.п. напругою 6 кВ виконуються з одною системою шин. На кожний блок передбачається дві секції, кожна з яких має ввід від резервного джерела живлення, що вмикається з допомогою АВР.
При наявності в кожному блоці генераторних вимикачів встановлюється по одному РТВП на кожні чотири блоки.
В залежності від розміру блочного навантаження встановлюються по два-три трансформатора в.п. 6/0,4 кВ головного корпусу потужністю 1000 кВ∙А на блок.
Одні трансформатори живлять споживачів машинного відділення, інші – котельного відділення.
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
29
EMBED Visio.Drawing.11
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
30
Розділ 5. Розрахунок струмів КЗ.
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) проводиться для вибору та перевірки параметрів електрообладнання, а також для вибору чи перевірки уставок релейного захисту і автоматики. При цьому основна мета розрахунку полягає в тому, щоб визначити періодичну складову струму КЗ для найважливішого режиму мережі. Врахування аперіодичної складової проводять наближено, допускаючи при цьому, що вона має максимальне значення у фазі, що розглядається.
Використовується практичний метод розрахунку. Похибка такого методу не перевищує 10%, що прийнято вважати допустимим.
EMBED Visio.Drawing.11
Рис. 5.1 Розрахункова схема для визначення струмів короткого замикання.
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
31
EMBED Visio.Drawing.11
Рис.5.2 Розрахункова схема заміщення
Розрахунок проводимо у відносних базових одиницях.
Sб=1000 МВ∙А; Uб1=340 кВ; Uб2=115 кВ; Uб3=18 кВ.
Обчислюємо параметри схеми заміщення
Система:
E1= Eс=1; х1= хс= х*с ·Sб / Sс=0,14·1000/8500 = 0,016;
Лінія:
Хл= х2= х0∙l / 3∙ (Sб / U2б1)= 0,32∙170/3∙(1000/3402)=0,157;
Блочні трансформатори:
ТДЦ-200000/330:
Х3 = Х5 = Х7 = Х9 = Х11 = (uк/100)∙ (Sб / Sном.т ) =(11/100)∙(1000/200)=0,55 ;
ТДЦ-200000/110:
Х16 =(uк/100)∙ (Sб / Sном.т ) =(10,5/100)∙(1000/200)=0,525 ;
Автотрансформатор зв’язку:
uкв-с = 10,5 % ; uкв-н = 38 % ; uкс-н = 25 % ;
uкв = 0,5∙( uКв-с+uКв-н-uКс-н) = 0,5∙(10,5+38-25) = 11,75% ;
uкс = 0,5∙( uКв-с+uКс-н -uКв-н) = 0% ;
uкн = 0,5∙( uКс-н + uКв-н - uКв-с) = 0,5∙(25+38-10,5) = 26,25% ;
хвн= (uкв/100)∙(Sб/Sном.т) =(11,75/100)∙(1000/200) = 0,587;
хсн= 0; EMBED Equation.3
хнн=(uкн /100)∙ (Sб / Sном.т ) =(26,25/100)∙(1000/200) = 1,312;
Генератори:
EMBED Equation.3
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
32
х 4= х 6= х 8= х 10= х 12= х 17= х d"∙ (Sб / Sном.г ) =0,213∙(1000/194)=1,097; Розрахунок струму КЗ в точці К1.
х 18=х1+ х2 =0,016 + 0,157=0,173
х 19=х 20= х 21= х 22= х 23= 0,55+1,097=1,647
х 24=х16+ х17 =0,525+1,097=1,622
х25=(х13∙х14)/(х13 + х14) =(0,587∙1,312)/(0,587 + 1,312) = 0,406
EMBED Visio.Drawing.11
Рис.5.3 Розрахункова схема заміщення
Е8=(Е2∙ х20+Е3∙ х19)/( х20+ х19)=(1,127∙1,647+1,127∙1,647)/(1,647+1,647) =1,127;
Х26= (х20∙х19)/(х20 + х19) =(1,647∙1,647)/(1,647 + 1,647) = 0,823;
Е9=(Е8∙х21+Е4∙х26)/(х21+х26)=(1,127∙1,647+1,127∙0,823)/(1,647+0,823) =1,127;
Х27= (х21∙х26)/(х21 + х26) =(1,647∙0,823)/(1,647 + 0,823) = 0,549;
Е10=(Е9∙х22+Е5∙х27)/(х22+х27)=(1,127∙1,647+1,127∙0,549)/(1,647+0,549) =1,127;
Х28= (х22∙х27)/(х22 + х27) =(1,647∙0,549)/(1,647 + 0,549) = 0,412
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
33
Е11=(Е1∙х28+Е10∙х18)/(х28+х18)=(1∙0,412+1,127∙0,173)/(0,412+0,173)=1,038
Х29= (х28∙х18)/(х28 + х18) =(0,412∙0,173)/(0,412 + 0,173) = 0,122
Е12=(Е11∙х23+Е6∙х29)/(х23+х29)=(1,038∙1,647+1,127∙0,122)/(1,647+0,122)=1,044
Х30= (х23∙х29)/(х23 + х29) =(1,647∙0,122)/(1,647 + 0,122)=0,114
Х31= Х24+Х25= 1,622+0,406=2,964
EMBED Visio.Drawing.11
Е∑1=(Е12∙х31+Е7∙х30)/(х31+х30)=(1,044∙2,964+1,127∙0,114)/(2,964+0,114) = 1,047
х∑1= (х31∙х30)/(х31 + х30) =(2,964∙0,114)/(2,964 + 0,114) = 0,11
Початкове значення періодичної складової струму к.з.
Iп,о1= (Е∑1/ х∑1)∙( Sб / EMBED Mathcad ∙Uб1)=(1,047/0,11)∙( 1000/ EMBED Mathcad ∙340)=16,182 кА.
Розрахунок струму КЗ в точці К2.
EMBED Visio.Drawing.11
Х32= х30+ х25=0,114+0,406=0,52
Е∑2=(Е12∙х24+Е7∙х32)/(х24+х32)=(1,044∙1,622+1,127∙0,52)/(1,622+0,52)=1,064
х∑2= (х24∙х32)/(х24 + х32) =(1,622∙0,52)/(1,622 + 0,52) = 0,394
Початкове значення періодичної складової струму к.з.
Iп,о2= (Е∑2/ х∑2)∙( Sб / EMBED Mathcad ∙Uб2)=(1,064/0,394)∙( 1000/ EMBED Mathcad ∙115)=13,558 кА.
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
34
Розрахунок струму КЗ в точці К3.
EMBED Visio.Drawing.11
Е13=(Е11∙х31+Е7∙х29)/(х31+х29)=(1,038∙2,964+1,127∙0,122)/(2,964+0,122)=1,042
Х33= (х31∙х29)/(х31 + х29) =(2,964∙0,122)/(2,964 + 0,122) = 0,117
Х34= х33+ х11=0,117+0,55=0,667
Е∑3=(Е13∙х12+Е6∙х34)/(х12+х34)=(1,042∙1,097+1,127∙0,667)/(1,097+0,667)=1,074
х∑3= (х12∙х34)/(х12 + х34) =(1,097∙0,667)/(1,097 + 0,667) = 0,415
Початкове значення періодичної складової струму к.з.
Iп,о3= (Е∑3/ х∑3)∙( Sб / EMBED Mathcad ∙Uб4)=(1,074/0,415)∙( 1000/ EMBED Mathcad ∙18)=83 кА
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
35
Розрахунок струму КЗ в точці К4.
EMBED Visio.Drawing.11
Х35= х32+ х16=0,52+0,525=1,045
Е∑4=(Е12∙х17+Е7∙х35)/(х17+х35)=(1,044∙1,097+1,127∙1,045)/(1,097+1,045) =1,084
х∑4= (х17∙х35)/(х17 + х35) =(1,097∙1,045)/(1,097 + 1,045) = 0,535
Початкове значення періодичної складової струму к.з.
Iп,о4= (Е∑4/ х∑4)∙( Sб / EMBED Mathcad ∙Uб3)=(1,084/0,535)∙( 1000/ EMBED Mathcad ∙18)=64,989 кА.
Розрахунок ударних струмів короткого замикання.
Ударні струми короткого замикання розраховуються за формулою:
іу = EMBED Equation.3 ∙kу ∙Іп,о,
де kу – ударний коефіцієнт, що залежить від постійної часу затухання аперіодичної складової струму к.з.;
Іп,о– початкове значення струму короткого замикання .
Ударний струм в точці К1:
kу=1,78 ;Та=0,14с–шини підвищеної напруги електростанції з трансформаторами 100 МВ∙А і вище ;[2]
іу = EMBED Equation.3 ∙ kу ∙Іп,о1 = EMBED Equation.3 ∙1,78 ∙16,182 = 40,735кА;
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
36
Аперіодична складова струму к.з. в момент τ
ia,τ = EMBED Equation.3 ∙Іп,о1∙e –τ / Ta = EMBED Equation.3 ∙16,182 ∙e –0,07/ 0,14 = 13,88 кА;
де tс.в- власний час вимикача, τ – найменший час від початку к.з. до моменту розходження контактів.
tс.в=0,06с –швидкодіючі вимикачі;
τ = tс.в+0,01=0,06+0,01=0,07с
Тепловий імпульс к.з.
Вк = І2п,о1∙( τ + Та ) = (16,182)2 ∙ (0,07+0,14)=54,99 кА2 ∙с;
Ударний струм в точці К2:
kу=1,78 ;Та=0,14с–шини підвищеної напруги електростанції з трансформаторами 100 МВ∙А і вище ;[2]
іу = EMBED Equation.3 ∙ kу ∙Іп,о2 = EMBED Equation.3 ∙1,78 ∙13,558 = 34,13 кА;
Аперіодична складова струму к.з. в момент τ
ia,τ = EMBED Equation.3 ∙Іп,о2∙e –τ / Ta = EMBED Equation.3 ∙13,558∙e –0,07/ 0,14 = 11,63 кА;
де tс.в- власний час вимикача, τ – найменший час від початку к.з. до моменту розходження контактів.
tс.в=0,06с –швидкодіючі вимикачі;
τ = tс.в+0,01=0,06+0,01=0,07с
Тепловий імпульс к.з.
Вк = І2п,о2∙( τ + Та ) = (13,558)2 ∙ (0,07+0,14)=38,602 кА2 ∙с;
Ударний струм в точці К3:
kу=1,98 ;Та=0,408с ;[2]
іу = EMBED Equation.3 ∙ kу∙Іп,о3 = EMBED Equation.3 ∙1,98 ∙83 = 232,412 кА;
Аперіодична складова струму к.з. в момент τ
ia,τ = EMBED Equation.3 ∙Іп,о3∙e –τ / Ta = EMBED Equation.3 ∙83∙ e –0,13/ 0,408 = 85,352 кА;
де tс.в- власний час вимикача, τ – найменший час від початку к.з. до моменту розходження контактів.
tс.в=0,12с – не швидкодіючі вимикачі;
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
37
τ = tс.в+0,01=0,12+0,01=0,13с
Тепловий імпульс к.з.
Вк = І2п,о3∙( τ + Та ) = (83)2 ∙ (0,13 + 0,408)= 3706 кА2 ∙с;
Ударний струм в точці К4:
kу=1,98 ;Та=0,408с ;[2]
іу = EMBED Equation.3 ∙ kу∙Іп,о4 = EMBED Equation.3 ∙1,98 ∙64,982 = 181,959 кА;
Аперіодична складова струму к.з. в момент τ
ia,τ = EM...
Ділись своїми роботами та отримуй миттєві бонуси!
0%
Оголошення від адміністратора