Практика1
.pdfПрактическое занятие № 2
Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС
2.1. Выбор повышающих трансформаторов для РУ ВН
Выбор трансформаторов включает в себя определение их числа, типа и номинальной мощности.
Выбор номинальной мощности трансформатора в общем случае производят с учетом его нагрузочной способности:
расч ≤ ном п
где kп – коэффициент допустимой нагрузки.
При блочной схеме трансформатор блока должен обеспечить выдачу мощности генератора в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности нагрузки, подключенной на ответвлении от генератора:
расч = [( Гном − С.Н. − м.н.)2 + ( Гном − С.Н. − м.н.)2]1/2;
где Гном, Гном – активная и реактивная номинальные мощности генератора, МВт, МВ*Ар;
С.Н., С.Н. – активная и реактивная нагрузки собственных нужд, МВт, МВ*Ар;
м.н., м.н.- активная и реактивная местные нагрузки, МВт, МВ*Ар.
Если на ответвлении к блоку присоединена только нагрузка собственных нужд, то:
|
= Гном − С.Н. |
|
расч |
|
Г |
|
|
|
где cos Г – номинальный коэффициент мощности генератора, о.е.
Для единичных и укрупненных блоков имеем:
расч = |
171 − 0,01 171 |
= 188,1 МВ А. |
|
0,9 |
|
||
|
|
|
|
По каталогу ООО «Тольяттинский трансформатор» выбираем 4 штуки трансформатора для РУ ВН по следующим параметрам: UВН = 220 кВ, UНН = 15,75 кВ, S = 188,1 МВт.
Таблица 2.1.1 – Каталожные данные для трансформаторов ТДЦ 200000/220 – У1, выполненному по нормативному документу СТО 15352615- 024-2012.
SНОМ, |
U , кВ |
Схема и |
U |
% |
∆ , |
∆ , |
I |
X |
,% |
||
|
Н |
|
КЗ, |
|
КЗ |
|
|
|
|||
|
|
|
|
группа |
|
|
кВт |
кВт |
|
|
|
МВт |
UВН |
|
UНН |
|
|
|
|
|
|||
|
соединения |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
обмоток |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
200 |
242 |
|
15,75 |
YН /D - 11 |
11 |
|
580 |
90 |
0,4 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
При проектировании элементов энергосистем потери электрической энергии при отсутствии графиков нагрузки оцениваем методом времени максимальных потерь τ, используя значения максимальных нагрузок Pmax и время максимальных потерь τ.
Значение τ определяем по эмпирической формуле:
= (0,124 + 104 )2 8760;
где Tmax – продолжительность использования установленной мощности генераторов ГЭС, ч.
4200= (0,124 + 104 )2 8760 = 2592,4 ч/год
Потери холостого хода в трансформаторе:
∆ = Т ∆ раб;
Где nТ – число параллельно включенных трансформаторов.
раб – время работы блока в течение года, определяемое по выражению:
раб = 8760 − пл − В;
Где пл – время плановых простоев блока в течение года, ч;
– параметр потока отказов трансформатора блока, 1/год;
В – среднее время аварийно – восстановительных ремонтов трансформатора, ч.
По таблице находим:
= 1,0; = 0,025;пл = 342,5 10−5 8760 = 30 ч;
В = 6,85 10−3 8760 = 60 ч.
Тогда:
раб = 8760 − 1,0 30 − 0,025 60 = 8728,5 ч; ∆ = 1 0.090 8728.5 = 285.57 МВт ч.
Нагрузочные потери определим по формуле:
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
2 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
∆ = |
|
|
|
∆ |
( |
, |
) |
; |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
Н |
|
|
|
КЗ |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
Т |
|
|
,ном |
|
|||
Где |
= . |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
, |
расч |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
∆ Н = |
1 |
0,58 ( |
188,1 |
2 |
2592,4 = 1330 МВт ч. |
||||||
|
|
|
|
|
) |
|||||||
|
1 |
|
200 |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Годовые издержки на потери электроэнергии определяются следующим образом:
Ипот = ∆ + ∆ н.
Где 1 и 2 – поправочные коэффициенты, согласно Федеральной службе по тарифам.
= 0,689 тыс. руб..
Подставляя необходимые значения в формулу, находим величину издержек на потери ЭЭ для одного трансформаторного блока:
Ипот = 0,689 785,57 + 0,689 1330 = 1457,6 тыс. руб.
Издержки на потери для схемы с единичными блоками:
И220пот1 = 6 1457,6 = 8745,7 тыс. руб.
Издержки на потери для схемы с укрупненными блоками:
И220пот1 = 6 1457,6 = 8745,7 тыс. руб.
2.2. Выбор повышающих трансформаторов для РУ СН
По каталогу ООО «Тольяттинский трансформатор» выбираем 2 штуки трансформатора для РУ ВН по следующим параметрам: UВН = 110 кВ, UНН =
15,75 кВ, S = 188,1 МВт.
Таблица 2.1.1 – Каталожные данные для трансформаторов ТДЦ 200000/220 – У1, выполненному по нормативному документу СТО 15352615- 023-2011.
SНОМ, |
U , кВ |
Схема и |
|
U |
% |
|
∆ , |
∆ , |
I |
X |
,% |
|||
|
Н |
|
|
|
КЗ, |
|
|
КЗ |
|
|
|
|||
|
|
|
|
группа |
|
|
|
|
кВт |
кВт |
|
|
|
|
МВт |
UВН |
|
UНН |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
соединения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
обмоток |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
200 |
121 |
|
15,75 |
YН /D - 11 |
|
11,5 |
|
550 |
115 |
0,35 |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Потери холостого хода в трансформаторе: |
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
∆ |
= |
∆ |
|
; |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
Т |
|
|
раб |
|
|
|
|
|
|
Где nТ – число параллельно включенных трансформаторов.
раб – время работы блока в течение года, определяемое по выражению:
раб = 8760 − пл − В;
Где пл – время плановых простоев блока в течение года, ч;
– параметр потока отказов трансформатора блока, 1/год;
В – среднее время аварийно – восстановительных ремонтов трансформатора, ч.
По таблице находим:
= 1,0; = 0,075;
пл = 342,5 10−5 8760 = 30 ч;
В = 10,8 10−3 8760 = 94,6 ч.
Тогда:
раб = 8760 − 1,0 30 − 0,075 60 = 8722,9 ч; ∆ = 1 0,115 8722,9 = 1003,1 МВт ч.
Нагрузочные потери определим по формуле:
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
∆ = |
|
|
∆ |
|
( |
, |
) |
; |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
Н |
|
|
КЗ |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
Т |
|
|
|
|
,ном |
|
|
Где |
= . |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
, |
расч |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
∆ Н = |
1 |
0,55 ( |
188,1 |
2 |
2592,4 = 1261,2 МВт ч. |
||||||
|
|
|
|
) |
||||||||
|
1 |
200 |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Годовые издержки на потери электроэнергии определяются следующим образом:
Ипот = 1 ∆ + 2 ∆ н.
Где 1 и 2 – поправочные коэффициенты, согласно Федеральной службе по тарифам.
= 0,689 тыс. руб..
Подставляя необходимые значения в формулу, находим величину издержек на потери ЭЭ для одного трансформаторного блока:
Ипот = 0,689 1003,1 + 0,689 1261,2 = 1560,12 тыс. руб.
Так как на РУСН установлено 2 трансформаторных блока, то:
И110пот1 = 2 1560,12 = 3120,25 тыс. руб.
2.3. Выбор синхронных генераторов
По справочным данным из [3], опираясь на исходные данные курсового проекта, выбираем генератор СВ – 835 – 36.
Таблица 2.3.1 – Паспортные данные генератора СВ – 1500/175 – 84
Р, |
cosφ |
Q, |
UГном, |
nном, |
′′, |
′ |
, |
, % |
, % |
, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
0 |
МВт |
|
МВ*Ар |
кВ |
об/мин |
% |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
171 |
0,9 |
82 |
15,75 |
71,5 |
26 |
37 |
110 |
28 |
10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.4. Выбор трансформаторов собственных нужд
Доля мощности, потребляемой на собственные нужды станции составляет 1% от SГном.
СН = 0,01 188,1 = 1,88 МВ А;
Условие выбора трансформатора собственных нужд запишем в виде:
ТСН ≥ СН;
По каталогу ООО «ЭлектроСпецМонтаж» выбираем два трансформатора собственных нужд по следующим параметрам: UВН = 15,75
кВ, S = 1,88 МВт.
Таблица 2.5.1 – Каталожные данные для трансформаторов собственных нужд ТСЗ – 2500/15.
|
|
|
|
Потери, Вт |
IXX, % |
SНОМ, кВ*А |
UВН |
UКЗ, % |
PXX |
|
|
PКЗ |
|
||||
|
|
|
|
|
|
2500 |
15,75 |
8 |
1100 |
4440 |
4 |
|
|
|
|
|
|
Список литературы
1.СТО « Укрупненные показатели стоимости сооружения (реконструкции) подстанций 35 – 750 кВ и линий электропередачи напряжением 6,10 – 750 кВ» ОАО РАО ЕЭС, 2007, 13 с.
2.СТО 59012820 – 29.30.003 – 2009 Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35 – 750 кВ.
3.СТО 56947007 – 29.240.30.047 – 2010 Рекомендации по применению типовых принципиальных электрических схем распределительных устройств подстанций 35 – 750 кВ. – Введ. 16.06.2010. – ОАО «ФСК ЕЭС», 2010.
4.Справочник по проектированию электрических сетей. Под редакцией Д.Л. Файбисович, - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005
5.http://www.uztt.ru/transformatoryi_suhie_tsz
6.http://www.abb.ru
Занятие № 3
Выбор автотрансформаторов связи.
Выбор проводов воздушных линий.
1.Выбор автотрансформаторов связи АТсв выбирается по трем режимам: нормальный, отключение одного блока, аварийное отключение одного АТсв.
бл,220 = 2 300 МВт; н, = 4 100 МВт; = 0,7; Н = 0,8;
бл,500 = 2 300 МВт; ,ав = 1,4; Н = Г = С == 0,85; С.Н. =
1%
Pн
Рис. 3.1
Н, = 4 100 = 400 МВт
Н, = 0,7 400 = 280 МВт
Н = 0,75;Н, = 0,75 400 = 300 МВ Ар
Н, = 0,75 280 = 210 МВ Ар;С,Н = 0,01 300 = 3 МВт
С,Н = 0,62 3 = 1,86 МВ Ар
Т = 0,62 300 = 186 МВ Ар.
Определим в нормальном режиме суммарной переток:
|
= √( ( − |
) − |
|
)2 + ( ( − |
) − |
|
)2 |
|
||||||||||||
,нор |
|
бл |
Г С,Н |
|
, |
|
|
|
бл Г |
|
С,Н |
, |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
= √(2(300 − 3,0) − 280)2 + (2(186 − 186) − 210)2 = 351,6 МВ А. |
||||||||||||||||||
Аварийное отключение блока: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
= √(( |
− 1)( − |
) − |
)2 + (( |
− 1)( |
− |
|
|
|
) − )2 |
||||||||||
,пер |
|
бл |
Г |
С,Н |
|
, |
|
|
|
бл |
|
Г |
С,Н |
, |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
= √(1(300 − 3,0) − 400)2 + (1(186 − 1,86) − 300)2 = 155,2 МВ А. |
||||||||||||||||||
Аварийное отключение АТсв: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
351,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
≥ |
,пер |
= |
|
|
|
= 251,1 МВ А |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
АТ |
|
|
1,4 |
|
|
1,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Выбираем 2*АТДЦТН – 320000/500/220; uВН = 500 кВ; uСН = 230 кВ.
Рассмотрим возможность комбинированного режима при передаче мощности СН => ВН и СН => НН (при аварийном отключении одного АТсв и запитки Рез. ТСН).
300НН = 0,01 Г Г = 0,01 4 0,85 = 14,1 МВ А.
ВН = СН − НН = 351,6 − 14,1 = 337,5 МВ А.
Ток обмотки СН:
СН = |
|
|
|
СН |
= |
|
351,6 |
= 0,884 кА; |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
√3 СН |
|
|
||||||||||||||
|
|
√3 230 |
||||||||||||||
ВН = |
|
|
|
ВН |
= |
337,5 |
|
= 0,39 кА; |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
√3 ВН |
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
√3 500 |
||||||||||||
Фактический ток общей обмотки:
0 = СН − ВН = 0,884 − 0,39 = 0,494 кА
Номинальные ток общей обмотки:
|
= |
|
тип |
= |
выч |
ном |
= |
0,54 320 |
= 0,434 кА. |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
0,ном |
|
√3 СН |
|
√3 СН |
|
√3 230 |
|||||||
|
|
|
|
||||||||||
выч = |
500 − 230 |
= 0,54 |
|
500 |
|
||
|
|
|
|
0,ном < 0, т.е. обмотка в комбинированном режиме перегружена.
Допустим можно снизить выработку мощности на величину:
0′ = 0 − 0,ном = 0,494 − 0,434 = 0,06 кА
= √3 СН 0′ = √3 230 0,06 = 23,87 МВ А
Расчетную мощность автотрансформатора связи (АТС), включенного между РУВН и РУСН, определим на основе анализа перетоков мощности между этими РУ. В частности, рассмотрим отключение одного из блоков, присоединенных к РУСН.
Для расчета предварительно рассчитаем следующие величины:
номГ = (arccos( номГ)) = ( 0,9) = 0,48;
номН = (arccos( номН)) = ( 0,84) = 0,65;
В соответствии с исходными данными, определим расчетные мощности:
Н = Н = 0,84 6 40 = 201,6 МВт;Н = номН Н = 201,6 0,65 = 131,04 МВ Ар;Н = номН Н = 6 40 0,65 = 156 МВ Ар;
Нагрузка (мощность) с.н., учитывая допущение с.н. = Г, составит:
Рсн = 0,01 Рг = 0,01 171 = 1,71 МВт;сн = Рсн номсн = 1,71 0,48 = 0,82 МВ Ар;
Реактивная мощность генераторов:
г = Рг номг = 171 0,48 = 82,08 МВ Ар.
Выбор АТС с учетом перегрузочной способности производится по условию:
,пер
АТС ≥ п ;
Где п- коэффициент допустимой перегрузки, о.е.