Электрооборудование электрических станций, сетей и систем

И_потери =30-45980429,4*10^-5= 13794,1 тыс. руб.

И_потери =30 31782517,4*10^-5= 9534,7тыс. руб

Определение издержек производят по формуле                             (4.8):

И= И_а + И_о+ И _потери, (4.8)

где И_а — нормы амортизационных отчислений, тыс. руб.;

И _о - затраты на обслуживание, тыс. руб.;

И_потери - издержки на потери электроэнергии в трансформаторе, тыс. руб.;

И - издержки, тыс. руб.

И ₁=9331,9 +13794,1 =23126тыс. руб.

И₂=11252,8+9534,7=20787,5тыс. руб

 

2.3 Определение  приведенных затрат производят  по

формуле                                                                                              (4.1):

3=Р_Н*К+И

где Р_н - нормативный коэффициент экономической эффективности Р_н =1/Т_н;

Т_н - нормативный срок окупаемости Т_н = 8 лет, тогда Р_н = 0,125

ед./год;

К - капиталовложения на сооружение электрооборудования и годовые эксплуатационные издержки на обслуживание и амортизацию, тыс. руб.;

И - годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб.;

3 - приведенные затраты по станции, тыс. руб.

3₁=0,125-111095+23126=37012,8тыс. руб.

3₂=0,125 133962+20787,5= 37532,7тыс. руб.

К,<К₂; И₂<И_Ь то

Т= К₂- К-,/ И₁ -И₂

Т=133962-111095/23126-20787,5=8,8 так как Т>Тн, то принимаем к  дальнейшему проектированию вариант  с меньшими капиталовложениями, то есть вариант схемы № 1.

 

 

 

3. Расчет токов короткого  замыкания

Расчет ведется в  относительных базисных единицах, при  этом принимают:

S₆ = 1000 MBA,

U₆ = U_{cp H}=230 кВ,

Данные:

ЭС: S_K=1000 MBA;

ЛЭП: Li= L₂ =60 км.;

L₃=L₄=L₅=L₆=L₇=100 km

X₀ = OA Ом/км

Рисунок 5.1 - Первая схема  замещения

Расчет параметров элементов схемы:

Энергосистема:

Линий электропередачи

W₂₈:                   x_2,8=0,4L*S₆/U_cp=0,4-60*1000/230²=0,45

W₃.₇:                  x_3-7=0,4-L*S_б/U_cp=0,4-100*1000/230²=0,75 Трансформаторов:

х =U_к/100*S_б/S_нoм

Т₉.₁₀:                 х₉.₁₀ = 12,5/100*1000/630=0,19

Т₁₁.₁₂:                х₁₁.₁₂ = 11/100*1000/200=0,55

Т _19-23:              x _19-23=10,5/100*1000/250=0,42

Т₂₀:           x₂₀= 10,5/100* 1000/200=0,52

Расчет генераторов  по формуле                                              (5.1):

G_i:                     x_i=x"d*S_б/S_H,

где х” d - эквивалентное сопротивление генератора;

S₆ - базисная мощность, МВА;

S_H - полная номинальная мощность, МВА;

i - порядковый номер;

G₁₃-₁₄:                   х_13-14=0,242*1000/588,2=0,41

G _15,16,22:               х_15,16,22= 0,189*1000/137,5=1,37

G₂₁:               х₂₁= 0,203*-1000/470,6=0,43

Автотрансформаторы.

Т_св: U_кв=0,5*(U_квн+ U_квс – U_ксн)                                                          (5.2)

где U_кв - напряжение короткого замыкания обмотки, %;

U_квн% - напряжение короткого замыкания между обмотками высокой и низкой сторонами, %;

U_квс°_/о - напряжение короткого замыкания между обмотками высокой и средней сторонами, %;

U_ксн% - напряжение короткого замыкания между обмотками средней и низкой сторонами, %.

U_кв=0,5(32+11,5-20) =11,5 %;

U_кс=0,5(U_квс+ U_ксн – U_квн)                                                                    (5.3)

U_кс=0,5(11 +20-32)=-0,5 %

Сопротивление данной обмотки  принимаем равной нулю U_KH=0,5(U_KeH+ U_KCH - U_Kec)                                                                    (5.4)

U_KH=0,5(32+20-11)= 20,5 %

х= U_кв/100-S₆/S_H                                                                             (5.5)

x_17i18= 11,5/100-1000/200=0,57 Сворачивание схемы:

при последовательном соединении двух сопротивлений - 

x_i=x_i+x_b                                                                                      (5.6)

при параллельном соединении двух сопротивлений -

x_i= x_i*x_i/(x_i+x_i);

при параллельном соединении равных сопротивлений -

x_i=x_i/n,

где n - количество равных сопротивлений

х₂₄=х₂+х₈=0,45+0,45=0,90

x₂₅=x₃.₇/5=0, 75/5=0,15

x₂₆=x₂₄*x₂₅/(x₂₄+x₂₅)=0, 90*0,15/(0,90+0,15)=0,12   

х₂₇=х₁+х₂₆=0,6+0,12=0,72

х₂₈=х₉*х₁₃=0,19+0,4J=0,6

х₂₉=х₁₀+ х₁₄=0,19+0,41=0,6

    х₃₀=х₂₈*х₂₉/ (х₂₈+х₂₉)=0,6*0,6/(0,6+0,6)=0,3

    х₃₁=х₁₁+х₁₅=0,55+1,37=1,92

    х₃₂=х₁₂+х₁₆=0,55+1,37=1,92   

   х₃₃=х₃₁*х₃₂/(х₃₁+х₃₂)=1,92*1,92/(1,92+1,92)=1,01

 

х₃₄-х_{17 1}8/2=0,57/2=0,28

х₃₅=х_19,23/2=0,42/2=0,21

х₃₆=х_з5+х₂₁=0,21+0,43=0,64

х₃₇= х₂₀+х₂₂=0,52+1,37=1,89

 

             

 

Рисунок 5.2 - Вторая схема  замещения.

х_э=х₃₆*х₃₇/(х₃₆+х₃₇)=0,64*1,89/(0,64+1,89)=0,16

х_рез=хэ+х₃₄=0,16+0,28=0,44

С₃₈= xJx_3Q=0,16/0,64=0,25

С₃₉= x/x₃₇=0,16/1,89=0,08

х₃₈= х_реэ/С₃₈=0,44/0,25=1,76

х₃₉= х_ре/С₃₉=0,44/0,08=5,5

х₄₀= х₃₃*х₃₉/(х₃₃+х₃₉)=1,01*5,5/(1,01+5,5)=0,85

                                   

Рисунок 5.3 - Третья схема  замещения

3.1 Расчет токов КЗ  для первой точки на стороне  220 кВ Определение /_п0 для каждой ветви

I_б=s_б/(√3*U_б.)

где i_б - базисный ток, кА

 

 

 

 

I_б =1000/(√3*230)=2,5 кА

I_n0i = E_x “/X_z I_б                                                           (5.8)

где /_п0-периодическая составляющей тока, к А;

Е_Х "-ЭДС источника;

I_n01 = 1/0,72*2,5=3,47 к А

I_n02 = 1,13/0,3*2,5=9,41 кА

I_n03 = 1,13/0,85*2,5=3,32 кА

I_n04 = 1,13/1,76*2,5=1,60 кА

ΣI_n0=ΣI_n0i,.                                                                                    (5.9)

И_по=3,47+9,41 +3,32+1,60=17,8 кА.

Определяют iy:

i_yi=√2*K_yi*I_n0i                                                                          (5.10)

где к_у - постоянная времени, сек;

_iy- ударный ток КЗ, кА.

K_yj: для генераторов 400,500 МВт., составляет 1,973;

для генераторов 110 МВт., составляет 1,965;

для энергосистемы составляет 1,65;

i_y1=√2*1,65 3,47=8,09 кА

i_y2 = √2*1,973-9,41=26,3 кА

i_y3=√2*1,965-3,32=9,22 кА

i_y4=√2*1,973-1,60=4,46 кА

Σi_y= Σi_{y i}                                                                                            (5.11)

Σi_y= 8,09+26,3+9,22+4,46 = 48,07 кА

Определяют i_{α Ti}

τ=t_p3+t_ce (5.12)

где τ- наименьшее время от начала к.з. до момента расхождения контактов

t_p3 - время срабатывания релейной защиты, сек.;

t_ce - собственное время выключателя, сек.

Т_а: для генераторов 400, 500 МВт., составляет 0,35;

Т_а: для генераторов 110 МВт., составляет 0,26 для энергосистемы составляет 0,4;

τ= 0,01 +0,06 = 0,07 сек t

i_aiTi = √2-I_n0i е ^Ta (5.13)

где i_aT - апериодическая составляющая тока к.з. в момент расхождения контактов τ

 i_ατ1=√2*3,47*0,2 = 0,98 кА

i_ατ2 = √2*9,41*0,81 = 10,8 кА

i_ατз ⁼ √^/2*3,32* 0,7 = 3,28 кА

i_ατ4=√2*1,60*0,81 = 1,83 кА

Σi_ατ= Σi_{αy i}                                                                                    (5.14)

Σi_ατ = 0,98+10,8+3,28+1,83=16,89 кА

 

 

Определяют I_Пτ

I_н=S_ном/√3*U_н                                                                                      (5.15)

где I_Н - номинальный ток ветви, кА.;

I_н1=I_п01 = 3,47 кА

I_н2=1176,4/√3*230=2,9 кА

I_н3=412,5/√13*230=1,03 кА

I_н4=470,6/√3*230=1,17 кА

I_{ном в} = ΣI_{ном в i}                                                                                    (5.16)

I_{ном в} = 3,47+1,03+1,17+2,9= 8,57 кА;

Определяют I_п0i / I_нi

I_п02 / I_н2 =9,4 1/2,9=3,24 кА                              Υ = 0,89

I_п03 / I_н3 =3,32/1,03 =3,22 кА                             Υ = 0,89

I_п04 / I_н4 = 1,60/1,17 =1,36 кА                  Υ = 0,98

I_пτi / I_поi* Υ                                                                                      (5.17)

где I_{п τ}- периодическая составляющая тока КЗ в момент времени

t, кА.;

Υ - коэффициент равный отношению I_{П τ} /I_п0

I_{П τ 1} = 3,47 кА

I_{П τ 2}= 9,41 0,89 = 8,37 кА

I_{П τ з} ⁼ 3,32 0,89=2,95 кА

I_{П τ}. 4 ~ 1,60 0,98=1,57 кА

ΣI_{П τ} = 3,47+8,37+2,95+1,57 = 16,36 кА

Результаты расчёта  заносят в таблицу 7

 

Таблица 7 Расчетные данные токов короткого замыкания

 

и. кВ	№ ветви	s6, MBA	Ex	Iб	Хрез	IпО' кА	Ку	iy, кА	е	L кА	IпО /Iн	Υ	Iατ кА	Inτ, КА
	1		1		0,72	3,47	1,65	8.09	0,2	-	-	-	0.98	3.47
220	2	1000	1.13	2.5	0,3	9.41	1.973	26,3	0,81	2,9	3,24	0,89	10,8	8.37
	3		1,13		0.85	3,32	1.965	9.22	0,7	1,03	3.22	0.89	3.28	2.95
	4		1,13		1,76	1,60	1,973	4.46	0.81	1,17	1,36	0.98	1.83	1.57
Итого						17,8		48.07					16.89	16,36

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2 Расчет токов КЗ  для второй точки на стороне  110 кВ

Рисунок 5.4 - Вторая схема  замещения.

х_рез=х_э+х₃₄=0,17+0,28=0,45

C₁= х/x₂₇=0,17/0, 72=0,23

С₂= x/x₃₀=0,17/0,03=0,56

С₃= х_э/х₃₃=0,17/1,01=0,16

С₁+С₂+С₃=1; 0,23+0,56+0,16=0,95

Х_рез1= Хре/С^О,45/0,23=1,95

Х_рез2= х_рез/С₂=0,45/0,56=0,80

Х_рез3= х_ре/С₃=0,45/0,16=2,8

Х₃₈= х₃₃*х₃₇/(х₃₃+х₃₇)=2,8*1,89/(2,8+1,89)=1,13

 

                                

 

Рисунок 5.5- Третья схема замещения

Определение /_п0 для каждой ветви

I_б=S_б/(√3* U_б.)

где I_б - базисный ток, кА

I_б =1000/( √3*115)=5,02 кА

I_n0i = E_x “/X_z *I_б

где I_п0-периодическая составляющей тока, к А;

 

Е_х “- ЭДС источника;

I_n01 = 1/1,95*5,02=2,57 кА

I_n02 = 1,13/0,8*5,02=7,09 кА

I_n03 = 1,13/1,13*5,02=5,02 кА

I_n04 = 1,13/0,64*5,02=8,86 кА

ΣI_n0=ΣI_n0i,.                                                                                      (5.9)

ΣI_n0=2,57+7,09+5,02+8,86=23,54 кА.

Определяют iy:

i_yi=√2*K_yi*I_n0i                                                                           (5,10)

где к_у - постоянная времени, сек;

 _Iу - ударный ток КЗ, кА.

K_yi: для генераторов 400,500 МВт., составляет 1,973;

для генераторов 110 МВт., составляет 1,965;

для энергосистемы составляет 1,608:

i_y1=V2-1,608-2,57=5,84 кА

i_{y 2} = V2-1,9 73- 7,09= 19,78 кА

i_y3=V2-1,965-5,02=13,95 кА

i_{y 4}= V2-1,9 73-8,86=24,72 кА

Σi_y= Σi_{y i} (5.11)

Σi_y = 5,84+19,78+13,95+24,72 = 64,3 кА Определяют i_aTi

τ=t_p3+t_cв (5.12)

где τ - наименьшее время от начала к.з. до момента расхождения контактов

t_p3 - время срабатывания релейной защиты, сек.;

t_ce - собственное время выключателя, сек.

Т_а: для генераторов 400, 500 МВт., составляет 0,35;

Т_а: для генераторов 110 МВт., составляет 0,26 для энергосистемы составляет 0,4;

τ = 0,01+0,05 = 0,06 сек

i_aiTi = √2-I_n0i е ^Ta  (5 13)

где i_{α τ} - апериодическая составляющая тока к.з. в момент расхождения контактов τ

i_ατ1=√2*2,57*0,35= 1,27 кА

i_ατ2= √2*7,09*0,9 = 9,02 кА

i_ατ3= √2*5,02*0,86 = 6,1 кА

i_ατ3= √2*8,86*0,9 = 11,23 кА

Σi_ατ= Σi_{αy i} (5.14)

Σi_ατ = 1,27+9.02+6,1 + 11,23=27,66 кА

Определяют I_nτ

!„ - (5.15)

W3-C/

 

 

 

где /„ - номинальный ток  ветви, к А.;

I_н1= I_n01 = 2,57 кА

I_н2=1176,4/√3*115=5,9 кА

I_н3=412,5/√3*115=2,07 кА

I_н4=4 70.6/√3*115=2,3 кА

I_{ном в} = ΣI_{ном в i}                                                                           (5.16)

I_{ном в} = 2,57+5,9+2,07 +2,3= 12,84 кА;

Определяют l_noi/l_Hj

I_п02 / I_н2 = 7,09/5,9=1,2 кА                            Υ = 0,975

I_п03 / I_н3 =5,02/2,3 =2,18 кА               Υ = 0,95

I_п04 / I_н4 = 8,86/2,07 =4,3 кА               Υ = 0,86

I_пτi / I_поi* Υ                                                                                      (5.17)