Чукреев Ю.Я. Электроснабжение

Подождите немного. Документ загружается.

при номинальной паспортной нагрузке; I

х.х

, u

к.з

– соответственно ток холо-

стого хода и напряжение короткого замыкания трансформатора (табл. 9);

и.п

– коэффициент изменения потерь, зависит от удаленности предприятия

от источника питания, принимается в расчетах в соответствии с вариантом

по табл. 8.

4. Определяются потери активной мощности и энергии в трансформа-

торах. При этом должны учитываться не только потери активной мощно-

сти в самих трансформаторах, но и потери активной мощности, которые

возникают в системе электроснабжения по всей цепочке от генераторов

станций до рассматриваемых трансформаторов из-за потребления транс-

форматорами реактивной мощности. Эти потери называются приведенны-

ми и определяются следующими выражениями:

− при работе одного трансформатора:

,∆∆

∆

)3(

∆∆

к.з

з.инт

х.х

н.т

к.з

инт

х.х

PkP

PP +=+= (3)

− аналогично при работе двух трансформаторов:

]∆)(∆[2∆

к.з

з.инт

х.х

PkPP +=

, (4)

где

з.инт

– коэффициент загрузки трансформатора, определяется отноше-

нием мощности нагрузки интервала (

инт

) к его номинальной мощности

(

н.т

S ), а при работе двух трансформаторов – к удвоенной

н.т

S и принимает-

ся равным .0,5

з.инт

kk ⋅=

Потери энергии определяются умножением потерь мощности

∆P на

период времени действия данной нагрузки. Расчеты по определению гото-

вых потерь мощности и энергии для разных вариантов мощностей транс-

форматоров ГПП проще всего оформить в виде табл. 10.

5. Проводится технико-экономическое сопоставление выбранных

вариантов трансформаторной подстанции предприятия. Следует

рассмотреть применение двух методов – метода срока окупаемости

)/()(

БААБ

ССKKТ

−

−= и метода приведенных эксплуатационных затрат

= р

+ С

и З

= р

+ С

. В этих выражениях K

, K

– капитальные

вложения в варианты А и Б, тыс. руб.; С = С

+ С

о.п

+ С

– годовые

эксплуатационные расходы (индексы А и Б опущены); С

= ϕK –

амортизационные отчисления, ϕ = 0,1; С

= С

∆Э – стоимость потерь

электрической энергии С

, для различных вариантов приведена в табл. 7;

о.п

– затраты на содержание обслуживающего персонала, текущие

ремонты и т. п. (для ГПП, как правило, малы и не учитываются); С

–

затраты на топливо (только на ТЭС), на ГПП равны нулю; р

– нормативый

коэффициент окупаемости, в 80-х гг. ХХ в. равнялся 0,12, что

соответствовало сроку окупаемости 8 лет. В наше время можно принять

таким же.

Таблица 10

Потери мощности и электрической энергии

в трансформаторах мощностью _______ кВА

Номер ступени

графика по

продолжительности

Нагрузка

инт

, кВА

Число

трансформаторов

з.инт

= k

з.инт

· 0,5

Продолжительность

ступени нагрузки, ч

Потери мощности в

трансформаторах

∆P'

, кВт

Потери

электроэнергии

в трансформаторах

(∆Э), (кВт · ч)/год

1 2 3 4 5 6 7 8

1 1

−

560 ф-ла (3) ст. 6 × ст. 7

2 1

−

700

3 1

−

1000

4 1

−

1500

5 2

−

1200 ф-ла (4)

6 2

−

800

7 2

−

800

8 2

−

600

9 2

−

350

10 2

−

250

Всего за год ∆Э = Σстрок ст. 8, кВт · ч

Примечания.

1. Нагрузка (ст. 2) определяется по формуле S

инт

= k

и.пр

(табл. 6, 7).

2. Число трансформаторов в столбце 3 определяется условиями: при S

нагр

> S

инт

–

один трансформатор, в противном случае – два.

3. Коэффициент загрузки определяется выражением k

з.инт

= S

инт

/(nS

н.т

6. Учитывая возможность расширения или развития подстанции, ре-

шается вопрос о возможной установке более мощных трансформаторов на

тех же фундаментах или предусматривается возможность расширения под-

станции за счет увеличения числа трансформаторов.

3.2.3. Контрольная работа № 2

Задание № 1

Для начального момента времени (t = 0) аналитическим методом в

системах именованных и относительных единиц требуется рассчитать

сверхпереходные токи для всех видов к.з. Искомая схема (рис. 2, а

−

г) и па-

раметры элементов электрической системы для выполнения задания выби-

раются по данным табл. 11−13.

Рис. 2, а. Схема № 1

Сеть НН

(6,3 или 10,5 кВ)

Л-2

230

Т-6

Н-2

К-2

Т-6

∆

Т-3

ГГ-4

ГГ-5

Т-3

∆

ГГ-4

ГГ-5

К-4

∆

Т-7

Л-5

Т-7

Н-3

К-5

К-Н

∆

Л-3

К-1

А,С

˜˜˜

ТГ-9 ТГ-9 ТГ-9

ТГ-8

Т-5

Т-5 Т-5

Л-1

Т-5

АТ-1

Л-4

К-3

∆

Рис. 2, в. Схема № 3

Т-6

Н-2

Л-5

Т-6

АТ

К-5

∆

Т-7

К-3

Н-3

К-Н

Сеть НН

(6,3 или 10,5 кВ)

∆

Л-1

АТ-2

Н-4

Л-2

Л-3

Л-4

К-2

А,С

∆

˜ ˜ ˜

Н-1

ТГ-1

3 ТГ-1

ТЭ

˜ ˜ ˜

К-4

Т-1

Т-2

∆

Т-1 Т-2

∆

ГГ-6 ГГ-6 ГГ-7 ГГ-7

Т-4 Т-4

ГЭС

К-1

Т-4

∆ ∆

Рис. 2, б. Схема № 2

Сеть НН

(6,3 или 10,5 кВ)

Л-1

230

Т-6

Т-3

ГГ-4

ГГ-5 ГГ-4 ГГ-5

К-5

Т-3

∆

Т-7

К-3

Л-3

Л-4

Л-5

А,С

Т-7

Н-3

К-4

К-Н

∆

Т-5

Н-2

Т-5

АТ-1

ТГ-9 ТГ-9 ТГ-9 ТГ-8

Л-2

˜ ˜ ˜

К-2

Т-6

К-1

∆

Таблица 11

Варианты схем электрической системы

Начальная буква

фамилии студента

А, Д Б, Е

В, Г,

Ж, 3,

И, Л

К М, О Н, П

Р, Т,

У, Ф

С, Ч

Х, Ц, Ш,

Щ, Э, Ю

Номер схемы (рис. 2)

4 3 2 1 3 2 4 3 2 1

Таблица 12

Выбор точки короткого замыкания

Последняя цифра номера

зачетной книжки

1 2 3 4 5 6 7 8 9 0

Точка короткого

замыкания

К-1 К-2 К-3 К-4 К-5 К-1 К-2 К-З К-4 К-5

Рис. 2, г. Схема № 4

Т-6

Л-2

Л-3

Л-4

К-Н

Л-5

Т-7

Н-3

К-5

Т-7

Сеть НН

(6,3 или 10,5 кВ)

∆

ГГ-4

ГГ-5

ГГ-4

ГГ-5

Т-3

ГЭС

∆

Т-3

К-2

∆

Т-3

∆

ТЭ

Т-2

Т-1

ТГ-1,2,3

Т-1 Т-2

Т-1

Н-1

˜ ˜ ˜

˜ ˜

К-1

∆

АТ

АТ-2

Л-1

Н-4

Т-6

Н-2

К-3

К-4

А,С

∆

Таблица 13

Параметры элементов системы электроснабжения

Вариант

(предпоследняя цифра номера зачетной книжки)

Элемент

системы

Параметр

1 2 3 4 5 6 7 8 9 0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Систе-

ма«С»

к.з.

, МВА 2000 2500 3000 3500 4000 2200 3200 1800 4200 1500

Н1 40 60 80 20 50 30 25 100 15 30

Н2 20 50 70 120 60 100 40 30 80 90

Н3 20 30 35 45 60 30 70 100 40 55

Нагрузка

«Н»

, МВА

Н4 30 60 80 100 120 25 40 70 90 50

, МВА 37,5 75,0 68,75 62,5 117,5 37,5 75,0 117,5 15,0 15,0

, кВ 10,5 6,3 10,5 6,03 10,5 6,3 10,5 10,5 6,3 10,5

Турбоге-

нераторы

Г1, Г2, Г3

о.е.

0,143 0,195 0,136 0,134 0,183 0,153 0,146 0,159 0,144 0,131

, МВА 15,0 15,0 37,5 37,5 62,5 68,75 75,0 117,5 125,0 75,0

, кВ 6,3 10,5 10,5 6,3 6,3 10,5 6,3 10,5 10,5 10,5

Турбоге-

нератор

Г8

, о.е.

0,114 0,131 0,143 0,153 0,134 0,136 0,195 0,183 0,214 0,146

, МВА 300,0 210,0 175,5 125,0 117,5 75,0 68,75 62,5 175,5 210,0

, кВ 20,0 15,75 18,0 10,5 10,5 6,3 10,5 6,3 18,0 15,75

Турбоге-

нератор

Г9

, о.е.

0,173 0,181 0,213 0,214 0,183 0,195 0,136 0,134 0,13 0,181

, МВА 20,0 30,0 25,0 37,5 50,0 100,0 55,0 85,5 68,75 17,5

, кВ 10,5 10,5 10,5 10,5 15,75 13,8 10,5 13,8 13,8 10,5

Гидроге-

нераторы

Г4, Г5

о.е.

0,23 0,25 0,24 0,24 0,23 0,22 0,20 0,22 0,18 0,19

, МВА 12,5 15,0 30,0 20,0 25,0 17,5 44,0 37,5 80,0 66,0

, кВ 10,5 6,6 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5

Гидроге-

нераторы

Г6, Г7

, о.е.

0,24 0,3 0,25 0,23 0,24 0,19 0,21 0,24 0,20 0,20

, МВА 40 80 125 80 125 40 125 80 40 40

, кВ 121 121 121 121 121 121 121 121 121 121 Номин.

напряжение

, кВ 10,5 6,3 10,5 6,03 10,5 6,3 10,5 10,5 6,3 10,5

Транс-

форма-

торы

Т1, Т2

Напряжение u

, % 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5

, МВА 40 80 80 80 125 200 125 200 200 40

, кВ 121 121 121 121 121 121 121 121 121 121 Номин.

напряжение

, кВ 10,5 10,5 10,5 10,5 15,75 13,8 10,5 13,8 13,8 10,5

Транс-

форматор

Т3

Напряжение u

, % 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5

, МВА 32 32 63 63 63 63 100 100 160 160

, кВ 230 230 230 230 230 230 230 230 230 230 Номин.

напряжение

, кВ 11,0 6,6 10,5 11,0 10,5 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0

Транс-

форматор

Т4

Напряжение к.з. u

, % 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0

, МВА 400 250 200 125 125 80 80 80 250 400

, кВ 230 230 230 230 230 230 230 230 230 230 Номин.

напряжение

, кВ 20,0 15,75 18,0 10,5 10,5 6,3 10,5 6,3 18,0 15,75

Транс-

форматор

Т5

Напряжение к.з. u

, % 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0

, МВА 32 63 100 160 80 125 63 32 80 125

, кВ 230 230 230 230 242 242 230 230 242 242 Номин.

напряжение

, кВ 6,6 10,0 11,0 11,0 6,3 6,3 6,3 11,0 10,5 10,5

Транс-

форматор

Т6

Напряжение к.з. u

, % 12,0 12,0 12,0 12,0 11,0 11,0 12,0 12,0 11,0 11,0

Окончание табл. 13

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

, МВА 25 32 40 63 80 40 80 125 40 63

, кВ 121 121 121 121 121 121 121 121 121 121 Номин.

напряжение

, кВ 6,3 10,5 6,3 10,5 6,3 10,5 10,5 10,5 10,5 6,3

Транс-

форматор

Т7

Напряжение к.з. u

, % 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5

, МВА 32 32 63 63 63 63 100 100 160 160

, кВ 230 230 230 230 230 230 230 230 230 230

, кВ 121 121 121 121 121 121 121 121 121 121

Номин.

напряжение

, кВ 6,6 11,0 11,0 6,6 6,6 11,0 6,6 11,0 11,0 11,0

к В-С

11,0 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0

к В-Н

34 34 35 35 31 31 32 32 32 32

Авто-

трансфор-

матор

АТ1

Напряжение

к.з. u

, %

к С-Н

21 21 22 22 19 19 20 20 20 20

, МВА 63 125 160 200 250 63 125 160 200 250

, кВ 230 230 230 230 230 230 230 230 230 230

, кВ 121 121 121 121 121 121 121 121 121 121

Номин.

напряжение

, кВ 38,5 38,5 38,5 38,5 38,5 38,5 38,5 38,5 38,5 38,5

к В-С

11,0 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0

к В-Н

35 31 32 32 32 35 31 32 32 32

Авто-

трансфор-

матор

АТ2

Напряжение

к.з. u

, %

к С-Н

22 19 20 20 20 22 19 20 20 20

L, км 80 90 100 110 120 105 95 85 75 65

уд

= Х

, Ом/км

0,40 0,41 0,40 0,41 0,38 0,40 0,42 0,38 0,40 0,41

Л-1

0п

/Х

пр

2,0 3,0 3,5 4,0 3,5 2,0 3,0 3,5 4,5 3,8

L, км 40 45 50 55 60 50 40 30 40 50

уд

= Х

, Ом/км

0,40 0,40 0,41 0,39 0,40 0,40 0,39 0,41 0,40 0,41

Л-2

0п

/Х

пр

5,0 3,5 4,7 35 3,0 2,0 4,5 3,5 3,0 2,0

L, км 35 45 40 35 55 65 50 45 35 55

уд

= Х

, Ом/км

0,41 0,41 0,40 0,40 0,40 0,39 0,40 0,41 0,42 0,38

Воздуш-

ные линии

Л-3

0п

/Х

пр

4,7 3,5 3,0 2,0 4,0 4,7 3,5 3,0 2,0 5,0

L, км 65 55 45 55 60 65 55 50 45 40

уд

= Х

, Ом/км

0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40

Л-4

0п

/Х

пр

3,5 3,0 2,0 4,7 3,5 2,0 3,0 2,0 4,7 3,0

L, км 70 60 55 50 70 60 50 45 35 40

уд

= Х

, Ом/км

0,42 0,38 0,40 0,41 0,40 0,42 0,40 0,39 0,40 0,40

Воздуш-

ные

линии

Л-5

0п

/Х

пр

2,0 3,0 4,7 5,5 3,5 2,0 3,0 4,7 5,5 3,5

*) Система «С» − источник конечной мощности с сопротивлением, равным

с*

= 0,2 о.е.; в зависимости от схемы соединения напряжение на шинах системы при-

нимается равным либо напряжению ступени автотрансформатора, к которой она под-

ключена, либо среднему номинальному напряжению;

**) Трехфазный трансформатор с обмоткой низшего напряжения, разделенной на

две ветви (с расщепленной обмоткой). Его схема и схема замещения приведены на

рис. 3. Там же приведены формулы определения сопротивлений обмоток.

Рис. 3. Схема замещения трансформатора с расщепленной обмоткой

Задание № 2

Рассчитать сверхпереходные токи трехфазного короткого замыкания и

токи короткого замыкания для моментов времени t = 0,2 c и t = ∞ на элемен-

тах системы, указанных на рис. 4 по данным, приведенным в табл. 14 и 15.

Рис. 4. Расчетная схема системы электроснабжения

∼

5-6

∼

cист

С*

= 0,2

1-2

115 кВ

230 кВ

11 кВ

115 кВ

115 кВ115 кВ

3-4

СД

Н1

Н2

В-Н

= u

кВ-Н

/ 100 %

Н1

= Х

Н2

= 1,75Х

В-Н

= 0,125Х

В-Н

Таблица 14

Варианты исходных данных к заданию № 2 контрольной работы № 2

Автотрансформаторы

АТ

1–2

Трансформа-

торы Т

3–4

Двигатели, син-

хронные СД

и СД

Последняя

цифра номера

зачетки

Система,

сист

, МВА

тип

к В-С

, %

к В-Н

, %

к С-Н

, %

тип

мощ-

ность,

кВт

′′

cosϕ

1 400 АТДТН-32000 11 34 21 ТМН-4000 10,5 10,5 2000 0,21 0,8

2 550 АТДТН-32000 11 34 21 ТМН-2500 10,5 10,5 1200 0,24 0,9

3 650 АТДТН-32000 11 34 21 ТМН-6300 10,5 10,5 4000 0,21 0,8

4 800 АТДТН-63000 11 35 22 ТРДН-25000 10,5 6,3 16000 0,21 0,85

5 900 АТДТН-63000 11 35 22 ТРДН-16000 10,5 10,5 11700 0,21 0,80

6 1000 АТДТН-63000 11 35 22 ТРДН-6300 10,5 10,5 3200 0,21 0,85

7 1200 АТДТН-125000 11 31 19 ТРДН-25000 10,5 6,3 16000 0,21 0,80

8 1300 АТДТН-125000 11 31 19 ТМН-4000 10,5 10,5 2000 0,21 0,85

9 1400 АТДТН-125000 11 31 19 ТМН-2500 10,5 10,5 1200 0,21 0,85

0 1500 АТДТН-125000 11 31 19 ТМН-25000 10,5 6,3 16000 0,21 0,85

Таблица 15

Варианты исходных данных к контрольной работе

Трансформа-

торы Т

5–6

Генераторы

–Г

Длины ли-

ний, км

Реактор Р

= 4 %

Началь-

ная б

ква

фамилии

студента

тип

кВ

мощ-

ность,

МВт

′

cosϕ

ток I

кА

кВ

Место

к.з.

А, Д ТД-80000 10,5 6,3 60 0,12 0,8 50 30 40 1,2 6,0 К

, К

Б, Е

ТДЦ-

200000

10,5 13,8 135 0,16 0,85 40 20 60 0,6 13,0 К

, К

В, Г, Я

ТРДЦН-

80000

10,5 10,5 60 0,12 0,75 60 45 20 0,8 10,0 К

, К

Ж, 3, И, Л

ТРДЦН-

80000

10,5 6,3 60 0,14 0,85 55 35 45 0,8 10,0 К

, К

ТДЦ-

250000

10,5 15,8 135 0,16 0,80 45 25 60 0,8 10,0 К

, К

М, О

ТДЦ-

250000

10,5 15,8 135 0,16 0,75 50 20 35 0,8 10,0 К

, К

Н, П

ТРДЦН-

63000

10,5 6,3 35 0,11 0,80 70 30 40 0,8 10,0 К

, К

Р, Т, У, Ф

ТРДЦН-

80000

10,5 10,5 35 0,10 0,85 80 70 50 0,8 10,0 К

, К

С, Ч,

ТРДЦН-

63000

10,5 10,5 35 0,10 0,80 85 70 80 0,8 10,0 К

, К

Х, Ц, Ш,

Щ, Э, Ю

ТРДЦН-

80000

10,5 6,3 35 0,11 0,85 90 75 60 0,8 10,0 К

, К

3.2.4. Методические указания к выполнению контрольной работы № 2

Схема замещения. При расчетах токов к.з. составляют расчетную

схему, в которую вводят все участвующие в питании источники тока (ге-

нераторы, синхронные компенсаторы, синхронные и асинхронные элек-

тродвигатели) и все элементы (трансформаторы, воздушные и кабельные

линии, реакторы), связанные между собой и с местом к.з. Мощные источ-

ники питающей системы можно вводить в схему как источники неограни-

ченной мощности. Схемы замещения выполняются в однолинейном изо-

бражении с указанием на них порядковых номеров сопротивлений, их ве-

личин, выраженных в относительных единицах, приведенных к базисной

мощности, или, реже, в именованных (Ом), приведенных к одной ступени

напряжения.

Генераторы вводятся в схему замещения своими сверхпереходными

фазными ЭДС

′′

и сопротивлениями .

′

Если известен предшествующий

режим работы генератора, то величину сверхпереходной ЭДС определяют

по формуле

,)φcos()φsin(

00ф0ф

⋅

′′

⋅+⋅

′′

⋅+=

′′

xIxIUE (5)

где U

ф0

, I

, ϕ

− предшествующие моменту к.з. фазные напряжения, ток и

угол сдвига между их векторами.

Все генераторы до возникновения к.з. работают с номинальной на-

грузкой, т. е. в относительных единицах I

ф0

= 1, U

ф0

= 1 и соsϕ

= 0,8. В

приближенных расчетах, когда нет данных о сверхпереходном сопротив-

лении

′′

, для турбогенераторов принимается 08,1

′

Е , для гидрогенера-

торов − .13,1

′′

Е Для асинхронных электродвигателей сверхпереходную

ЭДС следует определять по формуле

,)φcos()φsin(

00ф0ф

⋅

′′

⋅+⋅

′′

⋅+=

′′

xIxIUE (6)

где

′′

−

сверхпереходное сопротивление АД, обычно равное обратной ве-

личине пускового тока.

Для эквивалентного источника (системы) .

ффф

UЕE

′

Эквивалент-

ные обобщенные нагрузки вводятся в схему замещения в точках их дейст-

вительного присоединения. Относительная реактивность нагрузки при их

полной рабочей мощности и среднем номинальном напряжении той ступе-

ни, где они присоединены, принимается равной ,35,0

нагр

′

х а сверхпере-