Определение расчетной мощности для выбора трансформаторов связи с системой.

Определение расчетной мощности для выбора трансформаторов связи с системой.

На основании исходных данных необходимо определить расчетное значение мощности, отдаваемой ТЭЦ в систему и передаваемой удаленному потребителю, если он есть и указан в задании. По исходным данным необходимо определить и структурную схему ТЭЦ, чтобы ясно представлять, какие исходные данные занести в табл.1 для подсчета суточных нагрузок трансформаторов связи.

В данном случае структурная схема ТЭЦ будет иметь вид, как показано на рис.1.

 

 

 

 

 

Р_сн

Р_осв

Р_быт

Р₁ Р₂

 

G₁ G₂ G₃

 

 

Рис.1 Структурная схема ТЭЦ.

 

Структурная схема (рис. 1) соответствует ТЭЦ, где с шин генераторного напряжения производится отбор мощности на удовлетворения потребности в электрической энергии промышленными потребителями Р₁ (промышленные строительные материалы) и Р₂ (транспортное машиностроение), осветительной нагрузкой Р_осв., бытовой нагрузкой Р_быт., и потребителями технологических нужд самой станции Р_сн.. Предполагается что все перечисленные потребители находятся в пределах оптимальных расстояний от станции и уровень напряжения на шинах генераторного напряжения 6,3 Кв является достаточным для рациональной передачи мощности к перечисленным потребителям. Тогда при заполнении табл. 1, соответствующей данному варианту структурной схемы, колонки 4,5,6,7 заполняются с учетом изменения мощности потребителя в течение суток в соответствии с графиками из приложения 1 (рис. П1-1-П1-14) для тех или иных видов потребителей. В исходных данных задания на курсовой проект приведены значения активной мощности, соответствующей 100% мощности потребления из графика.

Осветительная и бытовая нагрузки записываются в табл. 1, колонки 6,7,12,13 в зависимости от периода (летнего, зимнего) суточного графика нагрузок.

 

Выбор трансформаторов собственных нужд.

 

В курсовом проекте будем считать потребление на собственные нужды в объёме 10% от установленной мощности генератора. Потребления летнего и зимнего режимов будем считать одинаковыми.

S_{тр. соб.} = 10 S_ген = 0, 176,5 = 17,7 МВА

Трансформатор собственных нужд выбираем по таблице 1.5(1).

Для собственных нужд выбран трансформатор ТРДН – 25 (U_ВН = 15,75-20 кВ, U_HH = 6,3-10 кВ)

В процессе разработки схемы должны быть выбраны резервные трансформаторы собственных нужд. При мощности генераторов не более 150 МВт обычно достаточно одного резервного трансформатора. Мощность резервного трансформатора, по каталогу, на ступень больше мощности трансформатора СН.

Для резервного питания СН выбран трансформатор ТРДН – 32 (U_BH =15,75-20 кВ, U_{HH =} 6,3-10 кВ)

 

 

1.6. Технико-экономическое сравнение вариантов.

 

При выборе трансформаторов связи с системой мы наметили 2 варианта схем ТЭЦ при двух трансформаторах.

 

 

 

Рис.2

 

 

Рис.3

 

При сравнении вариантов необходимо учесть:

1) простоту и наглядность схем;

2) удобство эксплуатации;

3) надёжность работы;

4) экономическую целесообразность вариантов схемы.

С целью упрощения основное внимание следует обратить на четвёртый пункт и сравнивать варианты только по расчётным затратам. Выбор оптимального варианта должен быть основан экономически, путём сопоставления размеров капитальных вложений, К (тыс. руб.) и годовых эксплуатационных издержек, И (тыс. руб.)

Экономическую целесообразность схемы определяют минимальными затратами:

З_пр = Е_н + И + У min,

где К – капиталовложения на сооружение схемы станции, тыс. руб.;

E_H - нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12;

И - годовые эксплуатационные издержки;

У - ущерб от недоотпуска электроэнергии(для упрощения принимается У = 0).

Годовые эксплуатационные издержки по отличающимся в вариантах элементам схем принято определять по выражению:

И =

где - отчисления на амортизацию и обслуживание, % (по рекомендациям [1],принимаем

равными 8%).

А - годовые потери в электроустановке, кВт^.ч

- средняя себестоимость энергии, руб/кВт^.ч (принимаем равной 0,02 руб/ кВт^.ч)

Потери электроэнергии в электроустановке будем считать равным потерям только в трансформаторах. Годовая потеря при параллельно работающих трансформаторах одинаковой мощности с одинаковым числом дней работы в году при двухобмоточных трансформаторах:

А =

где: и - номинальные потери мощности в меди и стали трансформатора в кВт,

(берутся из паспортных данных);

- условное время максимальных потерь, час;

Т_год = 8760 час;

S_ср.сут. – среднее значение мощности за расчётные сутки, кВА;

S_н - номинальная мощность принятого в варианте трансформатора, кВА;

n – число трансформаторов.

Рассчитаем капиталовложения для обоих вариантов:

где: N – количество единиц;

К - стоимость выключателя на высоком напряжении, тыс. руб.;

К - стоимость трансформатора, тыс.руб.;

К - стоимость ячейки генераторного напряжения «выключатель + реактор»,

тыс. руб.;

Рассчитаем капиталовложения для варианта с двумя трансформаторами:

К₁ =

Аналогично расчёт проводится для варианта с трансформаторами с расщеплённой низкой обмоткой:

К₂ =

 

Рассчитаем потери электроэнергии в электроустановке для двух вариантов:

А₁ =

А₂ =

Расчёт издержек:

И₁ =

И₂ =

Расчёт затрат:

З_пр1 = Е_{н 1}+ И₁ + У=

З_пр2 = Е_{н 2}+ И₂ + У=

 

Выбор вариантов по величине затрат.

Таблица № 7

№ по порядку	Составляющие приведённые затрат	1й вариант	2й вариант
	Отчисления на амортизацию, ремонт	66993,2	56570,9
	Стоимость потерь электроэнергии
	Капиталовложения, К
	Приведённые затраты, З	131313,2	117050,9

 

Если приведённые затраты по сравниваемым вариантам отличаются не более чем на 5 %, то варианты считаются равноценными. Предпочтение отводится в этом случае более надёжному варианту, обеспечивающему устойчивое электроснабжение потребителей. В нашем случае это вариант схемы с трансформатором с расщеплённой низкой обмоткой.

 

 

Рис.4 Расчётная схема

 

 

Определение относительных сопротивлений элементов схемы:

За единую мощность принимаем S_Б = 1000 МВА.

За базисное напряжение принимаем U_Б = 110 кВ, тогда базисный ток при базисном напряжении будет равен:

= кА;

1) Относительное сопротивление генератора:

=

2) Относительное сопротивление трансформатора:

 

 

3) Относительное сопротивление линии:

,

где Х₀ – удельное сопротивление воздушной линии = 0,4 Ом/км.

L – длина линии = 100 км

U_н - напряжение на линии = 110 кВ.

4) Относительное сопротивление группового реактора:

Заменяя элементы расчётной схемы относительными сопротивлениями, вычисленными для случая трёхфазного КЗ при базисных условиях, составим эквивалентную схему замещения. Эквивалентная схема замещения для расчёта трёхфазного КЗ показана на рис. 7. Расчёт токов КЗ проводится методом наложения. Метод предполагает расчёт тока КЗ от каждого источника до точки КЗ в отдельности. После нахождения токов КЗ от каждого источника, токи складываются и получаем искомый ток КЗ (для точки К₁).

 

1. Найдём ток КЗ от системы до точки КЗ:

Х_Л

 

 

К₁

 

Х_Л

Суммарное сопротивление для этой схемы:

Периодический ток от системы равен:

Ударный ток:

1. Найдём ток КЗ от первого генератора до точки КЗ

Х_Т

G₁ Х_Г К₁

Х_Т

Определяем суммарное сопротивление:

= =

Периодический ток равен:

 

Ударный ток:

Полная периодическая составляющая тока равна

 

Полный ударный ток:

 

 

Выбор разъединителей.

Разъединители выбираем по длительному номинальному току, номинальному напряжению, проверяем на термическую и динамическую устойчивости (табл. 11). Расчётные величины те же, что и для выключателей.

 

Условия выбора разъединителей. Таблица № 9

Расчётные величины	Каталожные данные разъединителя	Условия выбора
Uуст = 110 кВ	Uн = 110 кВ	Uуст Uн
Iрасч. = 556 А	Iном = 650 А	Iрасч I ном
Iпо = 5,51 кА	iдин = 40 кА	Iпо Iдин
iуд = 14,05 кА	iдин = 40 кА	i уд i дин
BК = 4,55 кA2C	I2терм > tтерм = 7500 кA2C	ВК Т2терм терм

 

По результатам условия выбора разъединителей принимаем разъединитель типа РНД – 110/650 Т1

 

 

Выбор трансформатора тока.

Режим работы генераторов ТЭЦ, а так же режим нагрузки оборудования распределительных устройств контролируется с помощью измерительных приборов датчиков сигнализации, срабатывающих при отклонении параметров контролируемых величин от заданных значений и действующих на соответствующую сигнализацию.

Для питания измерительных приборов устанавливают трансформаторы тока ТТ и трансформаторы напряжения ТН.

ТТ для питания измерительных приборов выбирают по номинальному первичному и вторичному токам, по классу точности и проверяют на термическую и динамическую устойчивость.

 

Условия выбора ТТ Таблица № 12

Расчётные величины	Каталожные данные ТТ типа ТВС – 110	Условия выбора
Uуст = 110 кВ	Uн = 110 кВ	Uдст Uн
Iрасч. = 556 А	Iдл.н = 600 А	Iрасч Iдл.н
S2 = 30 B	S2Н = 30 B	S2 S2H
iуд = 14,05 кА		Iуд * к * I
BК = 4,55 кA2C		BК (K1С * I1Н)2

По результатам условия выбора ТТ принимаем ТТ типа ТВС - 110.

Класс точности ТТ по ПУЭ для присоединения счётчиков выбираем равным 0,5. Работа ТТ в заданном классе точности обеспечивается, если его номинальная нагрузка вторичной цепи S_2H больше или равна расчётной S₂:

 

 

где Z_приб. – сумма сопротивлений последовательно включенных обмоток приборов;

R_пров. – сопротивление соединённых проводов;

R_конт. - - сопротивление контактов, если имеется более трёх приборов

Таблица № 13

Наименование прибора	Пик прибора	Нагрузка трансформатора тока,
фаза А	фаза В	фаза С
Амперметр	Э – 335	-	0,5	-
Ваттметр	Д - 335	0,5	-	0,5
Счётчик активной энергии	САЗ И - 680	2,5	-	2,5
Счётчик реактивной энергии	И – 673 М	2,5	-	2,5
Итого:		5,5	0,5	5,5

 

Расчётная мощность S₂ ТТ равна 5,5 ВА, т.к. ТТ присоединяется на одну фазу.

Находим Zприб.:

Зная вторичное сопротивление ТТ, R_ВТОР. = 1,2 Ом, находим сопротивление соединительных проводов:

и определяем их минимальное сечение:

S =

где l_РАСЧ.- расчётная длина проводов (для цепи РУ 110 кВ длина проводов = 75 100м,

принимаем l_РАСЧ = 0,1 км)

= 29 - удельное сопротивление алюминия,

Соединительные провода для ТТ принимаются с номинальным сечением S_ПРОВ. = 4 мм².

 

Пример конструкции РУ

Рис.5 ОРУ 110кВ

(ОРУ 110кВ с двумя системами сборных шин и с обходной системой, разрезы.)

 

В настоящее время связь тепловых станций типа ТЭЦ средней и большой мощности с системой чаще всего осуществляется через открытое распределительное устройство 110 – 220 кВ. Наиболее распространённой схемой этих ОРУ является схема с двумя системами сборных шин и обходной системой шин.

В открытых распределительных устройствах две рабочие системы шин примыкают друг к другу, обходная система шин отнесена за линейные порталы. Для выключателей принята однорядная установка, что позволяет примерно на 20% уменьшить ширину ОРУ по сравнению с двух рядным расположением. Соединение между выключателем и трансформатором выполнено жёсткими шинами.

Рис.6 Компоновка и размеры типовых ОРУ 110 кВ

Расчёт заземления производится в такой последовательности:

1) Определяется удельное сопротивление грунта:

грунт – суглинок: = 40-150 Ом м; принимаем = 50 Ом м;

2) Определяем сопротивление естественных заземлителей:

а) сопротивление трос – опоры, R_e1, принимаем равным 3 Ом м;

б) сопротивление оболочек кабелей, R_e2, принимаем равным 3 Ом м;

в) сопротивление неизолированного металлического трубопровода, R_e3, принимаем

равным 4 Ом м;

Отсюда следует:

 

 

Так как мы имеем на ОРУ шесть ячеек длиной 9 метров, то длину контура заземления получим:

где 1,8м - расстояние от ячейки до забора.

Ширина ячейки равна 40 метров, добавим к ней расстояние до забора м, получим ширину контура равный 43,6метра.

Определим общую длину горизонтальных заземлителей:

 

 

Найдём сопротивление горизонтальных заземлителей:

0,32 Ом м

где: l₂ – длина горизонтальных заземлителей, 825 м;

- расчётное удельное сопротивление, = 50 Ом м.

в – ширина полосы, 0,04м,

t – глубина заложения заземлителя, 0,7м,

Найдём сопротивление горизонтальной полосы с учётом коэффициента использования:

где _ГОР – коэффициент использования, выбирается по числу вертикальных заземлителей

(К_В = 4), тогда _ГОР = 0,7.

 

По условию: R_ГОР R_ИСК, (0,46 0,47); дальнейшего расчёта производить не надо, т.к сопротивления горизонтальных заземлителей хватает для обеспечения безопасности, дальнейший расчёт вертикальных заземлителей не производится.

 

Заключение

Входе выполнения курсового проекта было детально разработано открытое распределительное устройство связи с системой U_H = 110кВ. Рассмотрены два варианта схем, из которых по технико-экономическим показателям был выбран вариант с двумя трансформаторами с расщеплённой низкой обмоткой. Рассчитана точка КЗ, выбраны аппараты и токоведущие части электроустановок. Произведён расчёт заземляющего устройства подстанции.

 

 

Литература

 

 

1. Электрическая часть станций и подстанций. Проектирование электрической части ТЭЦ – Емцев А.Н. – Братск: Бр ГТУ, 2000г.
2. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования под редакцией Неклепаева Б.Н. – М.: Энергия, 1978г.
3. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. – Электрооборудование станций и подстанций. – М.: Энергия, 1980г.
4. Электрическая часть станций и подстанций. Проектирование распределительных устройств ТЭЦ - Емцев А.Н.- Братск: Бр ГТУ – 2001г.

Определение расчетной мощности для выбора трансформаторов связи с системой.

На основании исходных данных необходимо определить расчетное значение мощности, отдаваемой ТЭЦ в систему и передаваемой удаленному потребителю, если он есть и указан в задании. По исходным данным необходимо определить и структурную схему ТЭЦ, чтобы ясно представлять, какие исходные данные занести в табл.1 для подсчета суточных нагрузок трансформаторов связи.

В данном случае структурная схема ТЭЦ будет иметь вид, как показано на рис.1.

 

 

 

 

 

Р_сн

Р_осв

Р_быт

Р₁ Р₂

 

G₁ G₂ G₃

 

 

Рис.1 Структурная схема ТЭЦ.

 

Структурная схема (рис. 1) соответствует ТЭЦ, где с шин генераторного напряжения производится отбор мощности на удовлетворения потребности в электрической энергии промышленными потребителями Р₁ (промышленные строительные материалы) и Р₂ (транспортное машиностроение), осветительной нагрузкой Р_осв., бытовой нагрузкой Р_быт., и потребителями технологических нужд самой станции Р_сн.. Предполагается что все перечисленные потребители находятся в пределах оптимальных расстояний от станции и уровень напряжения на шинах генераторного напряжения 6,3 Кв является достаточным для рациональной передачи мощности к перечисленным потребителям. Тогда при заполнении табл. 1, соответствующей данному варианту структурной схемы, колонки 4,5,6,7 заполняются с учетом изменения мощности потребителя в течение суток в соответствии с графиками из приложения 1 (рис. П1-1-П1-14) для тех или иных видов потребителей. В исходных данных задания на курсовой проект приведены значения активной мощности, соответствующей 100% мощности потребления из графика.

Осветительная и бытовая нагрузки записываются в табл. 1, колонки 6,7,12,13 в зависимости от периода (летнего, зимнего) суточного графика нагрузок.