розрахунковий переріз проводів:
(2.61)
Приймаємо контрольний кабель марки АКРВГ з жилами перерізом 2,5 мм2.
Вторинне навантаження:
Встановлюємо ТН типу НКФ-110-58У1:
Таблиця 2.19 – Внутрішнє навантаження ТН
Прилад | Тип |
|
|
|
|
| Загальна потужність | |
P,Вт | Q,ВА | |||||||
Ватметр | Д-335 | 1,5 | - | |||||
Варметр | Д-335 | 1,5 | - | |||||
Лічильник активної енергії | И-670 | 2 Вт | 0,38 | 0,925 | 9,7 | |||
Лічильник реактивної енергії | И-676 | 3 Вт | 0,38 | 0,925 | 14,5 | |||
Фіксуючий прилад | ФИП | – | – | |||||
Разом: | 24,2 |
Вторинне навантаження:
Для з’єднання ТН з приладами використовуємо контрольний кабель марки АКРВГ з жилами перерізом 2,5 мм2.
Таблиця 2.20 Вимірювальні трансформатори
Місце установки | Трансформатор струму | Трансформатор напруги |
ВРУ – 330 кВ | ТВ-330 | НКФ-330-73У1 |
Генератор | ТШ-20-10000/5 | ЗОМ-1/15 ЗНОМ-15 |
Блочний трансформатор: Сторона ВН Сторона НН |
ТВТ 300- І-2000/1 ТШ-20-10000/5 |
- - |
Агрегатний трансформатор ВП: |
|
|
Сторона ВН | ТПЛ-10 | - |
Сторона НН | ТК-40 | - |
РУВП – 10 кВ | ТПЛ-10 | ЗНОЛ.06-6У3 |
РУВП-0,4 кВ | ТК-40 | НТС-0,5 У3 |
2.12 Вибір засобів обмеження перенапруг та високочастотних загороджувачів
Для захисту обладнання від атмосферних та комутаційних перенапруг встановлюємо розрядники та обмежувачі перенапруг [5]:
ЛЕП-330 кВ, сторона ВН БТ | ОПН-330У1 |
сторона НН БТ | РВМ-15У1 |
сторона НН АТВП | РВРД-10У1 |
Для забезпечення нормальної роботи зв’язку та приладів РЗА встановлюємо на ЛЕП високочастотні загороджувачі [5]:
330кВ ВЗ-1250-0,5У1
2.13 Вибір акумуляторних батарей
На ГЕС та ГАЕС потужністю більше 1000МВт встановлюються дві акумуляторні батареї (АБ) і при віддаленому розташуванні ВРУ встановлюється батарея в зоні ВРУ [10].
Вихідні дані для розрахунку:
- напруга на шинах: |
|
- номінальна напруга батареї: |
|
- напруга на елементі в режимі підзаряду: |
|
- напруга на елементі в кінці аварійного розряду: |
|
- напруга на елементі в наприкінці зарядки: |
|
- загальна кількість елементів: |
|
- кількість основних елементів: |
|
- кількість додаткових елементів: |
|
Таблиця 2.21 – Навантаження батареї
Електроприймач |
|
|
|
|
| Розрахункові аварійного навантаження, А | |
|
| ||||||
Постійне навантаження | - | - | - | - | |||
Аварійне освітлення | - | - | - | - | - | ||
Перетворювальний агрегат оперативного зв’язку | 7,2 |
Продовження таблиці 2.21
Електродвигун аварійного масло насоса ущільнень генератора | - | ||||||
Електродвигун аварійного масло насоса системи змащування турбін | 73,5 | ||||||
РАЗОМ: |
Типовий номер АБ [2,10]:
; (2.62)
Перевіряємо АБ за струмом поштовху:
(2.63)
Приймаємо типорозмір СК-24
Перевіряємо АБ за допустимою напругою в умовах аварійного короткочасного навантаження:
(2.64)
За допомогою рисунку 7.2 [2] визначаємо, що напруга у споживачів з врахуванням втрат в кабелі (5%) складає 90%, що більше допустимого значення 85%.
Розрахунковий струм та напруга підзарядного пристрою основних елементів:
(2.65)
Вибираємо ПЗП типу ВАЗП-380/260-40/80.
Розрахунковий струм та напруга підзарядного пристрою додаткових елементів:
(2.66)
Вибираємо автоматичний ПЗП типу АРН-3.
Розрахунковий струм та напруга зарядного пристрою:
(2.67)
Вибираємо зарядний пристрій типу ТППС-800:
2.14 Розрахунок грозозахисту ВРУ-330 кВ
Вихідні дані для розрахунку:
- висота блискавковідводу: h=40м;
- розрахункова висота: hх=40м
При
радіус та ширина зони захисту складає [3]:
(2.68)
(2.69)
де 
– відстань між блискавковідводами, м.
В схемі ВРУ-330 кВ використовуємо однорядну установку вимикачів
Рисунок 2.7 – Схема розташування блискавковідводів на ВРУ-330 кВ
Таблиця 2.22 – Дані для побудови зони захисту блискавковідводів ВРУ-330 кВ.
Пари блискавковідводів | L, м | h0,м |
| rx,м |
1-2, 2-3, 3-4, 4-5, 5-6, 6-7, 7-8, 9-10, 11-12, 12-13, 13-14, 14-15, 15-16 | 37,6 | 22,8 | ||
1-9, 2-10, 3-11, 4-12, 5-13, 6-14, 7-15, 8-16 | 35,8 | 17,4 | ||
1-10, 2-9, 2-11, 3-10, 3-12, 4-11, 4-13, 5-12, 5-14, 6,13 6-,15 7-14, 7-16, 8-15 | 33,5 | 10,5 |
Примітка: 0,75h=0,75·40=30 м; 0,2·40=8 м;
а)
б) 
Рисунок 2.8– Вид на зону захисту блискавковідводів ВРУ-330 кВ (а) зверху та збоку (б)
2.15 Розрахунок заземлювального пристрою ВРУ-330 кВ
Вихідні дані для розрахунку:
- площа: 
- питомий опір верхнього 
та нижнього шарів грунту: 
- товщина верхнього шару грунту: h = 2м;
- глибина закладення: 
- кількість вертикальних заземлювачів ha = 52 шт
- довжина вертикального заземлювача lb = 4м
Рисунок 2.9 – План заземлювального пристрою ВРУ-330 кВ
Середня відстань між вертикальними заземлювачами:
Визначимо величини:
Опір заземлювальної полоси [4]:
(2.70)
де 
– функція відношення 
;
– еквівалентний питомий опір ґрунту, Ом∙м;
, 
– сумарна довжина горизонтальних та вертикальних заземлювачів, м;
; (2.71)
А1 = 0,444 – 0,84·0,027 = 0,421.
З таблиці 7.6 [4] визначаємо, що
ρекв. / ρ2 = 1,81;
ρекв = 1,81·120 = 217,2 Ом∙м;
LГ + LВ = (338·7 + 80·21) + 52·4 = 4254 м.
Опір заземлюючого пристрою:
Ом > Rздоп = 0,5 Ом.
Приєднуємо до ЗП природні заземлювачі системи «трос-опори»
Rп = 1,3 Ом;
Ом < Rздоп = 0,5 Ом.
2.16 Автоматизовані системи керування технологічними процессами
Сучасні системи управління одночасно містять елементи організаційного і технологічного управління і є або переважно організаційними, або переважно технологічними; АСУ, об'єднуючу елементи технологічного і організаційного управління, часто називають інтегрованою (АСУ ЕС і АСУ ЕЕС - інтегровані системи).
Принцип системного підходу вимагає, щоб створення АCУ в енергетиці здійснювалося після проведення комплексу організаційних, методологічних і технічних заходів. При впровадженні АСУ міняється організаційна структура, функціональні обов'язки різних ланок управління, документообіг і інформаційні потоки, що склалися.
Існуюче енергетичне устаткування часто має недосконалу систему управління, тому одночасно з впровадженням АСОВІ доводиться удосконалювати устаткування і систему його управління. Вирішення комплексу всіх перерахованих і низки інших запитань і складе суть системного підходу.
Сучасний стан розвитку обчислювальної техніки дозволяє застосовувати в умовах АСУ обчислювальні центри колективного користування (ОЦЗК). Ці центри, працюючи в режимі розділення часу, одночасно обслуговують декілька АСУ. ОЦЗК найбільш ефективні в великих містах, де установка чотирьох-п'яти крупних ЕОМ дозволяє надійно обслуговувати групу АСУ при відносно невисоких витратах на організацію системи зв'язку між абонентами і ОЦЗК. ОЦЗК створюються у ряді міст країни. Це викликає ряд організаційних труднощів при фінансуванні їх створення і оснащення.
Відзначимо основні особливості АСУ ЕС, які визначають специфічні труднощі їх створення і використання:
а) домінуюче значення в АСУ ЕС мають економічні завдання управління: нормальне функціонування станції можливе лише при наявності безперервних зв'язків між виробництвом і постачанням, виробництвом і фінансовими коштами, виробництвом і реалізацією готової продукції (у вигляді електричної енергії);
б) визначальними в управлінні електричною станцією є не технологічні обмеження, а директивні вказівки у вигляді плану, що мають силу закону і обов'язкові до виконання;
в) істотні постійний взаємозв'язок з безліччю інших підприємств (організацій) та наявність внаслідок цього таких специфічних завдань, як управління постачанням, збутом, фінансовою діяльністю, складання статистичної звітності, облік вартісних показників, проблеми бухгалтерського обліку, економіко-статистичні розрахунки і т. д.;
г) важливу роль відіграють різноманітні завдання управління людьми і трудовими ресурсами (підготовка наказів та розпоряджень, контроль за прийомом і звільненням, розрахунок заробітної плати, контроль за її планування і витрачанням і т. д.);
д) в АСУ ЕС використовуються специфічні форми зберігання і руху інформації-документообігу, пов'язаний з участю у вирішенні загальної задачі управління великого колективу людей.
Внаслідок сильної взаємопов'язаності різних показників роботи підприємства основним критерієм управління для АСУ ЕС є прибуток підприємства за планований період (наприклад, за 1 рік). Максимізація цього критерію при обліку інших показників у вигляді відповідних обмежень може часто вважатися формалізованої метою роботи підприємства.
2.16.1 Загальна характеристика оптимізаційних задач, які розв’язуються АСК ТП
Прогнозування добового графіка зміни навантаження:
Вирішення цього завдання можливо, так як поведінка навантаження має певні закономірності та тенденції. Прогнозування грунтується на вивченні та аналізі статичної інформації про попередні режимах енергосистеми. Чим точніше складений прогноз, тим точніше буде вирішена наступна задача.
Планування добових графіків роботи електростанцій:
Це полягає в завданні станціям таких графіків, дотримуючись яких, забезпечується мінімальна витрата палива в енергосистемі при належним якості електроенергії та надійності електропостачання.
Слід розрізняти короткострокове і довгострокове прогнозування і планування.
Планування диспетчерських графіків роботи електростанцій складається з наступних основних етапів:
– планування режимів ГЕС із заданими гідроресурсами;
– вибір та планування на добу оптимального складу обладнання електростанцій з урахуванням заявок на поточний ремонт;
– економічне розподіл навантаження між агрегатами при заданому складі устаткування на кожну годину.
Оперативна корекція режимів:
Внаслідок недостатньої точності обліку випадкових збурень фактичне поведінка навантаження відрізняється від прогнозованого. Тому для підтримки нормальної частоти виникають небалансу потужності повинні сприйматися однією або кількома станціями. Відбувається безперервне регулювання частоти, проте чим сильніше відхилення навантаження від прогнозованої, тим істотніше відхилення від оптимального режиму.
Підготовка вихідних даних для оптимізацп режимів електричної системи:
Характеристики і параметри елементів і режимів електиричної системи.
В основу завдання покладено схему електричної системи, показана на
рисунок 2.10
Рисунок 2.10 – Схема електричної системи
Рисунок 2.11 – Графік зміни навантаження району у МВт від максимального
Прогнозування добових графіків навантаження електричної системи для активної потужності:
Графіками електричних навантажень називаються залежності зміни активної потужності Р(t), реактивної потужності Q(t) або повної потужності S(t) в часі. Потужність, що споживається електроприймачем, є величиною змінною, оскільки на неї впливає багато факторів. Наприклад, час доби, пори року, температура навколишнього середовища, освітленість, характер телевізійних передач, тощо. Графіки електричних навантажень зазвичай отримуються у вигляді графіків з допомогою регіструючих приладів або в табличній формі, більш зручною для їх математичного опису і анализу.
Під час прогнозування графіків навантаження враховуються характер зміни в часі навантаження окремих енерговузлів, який залежить від ритму виробництва і впливу природних факторів: зовнішньої температури і освітленості, а також від випадкових змін в технологічних процесах, метеорологічних і екологічних умовах. Ритм виробництва, в свою чергу, обумовлений числом робочих змін: одно-, двох- і трьохзмінні.
Графіки навантаження дозволяють проводити аналіз роботи електроустановок, для складання прогнозів електроспоживання, планування ремонтів обладнання, а також в процесі експлуатації для ведення нормального режиму роботи.
Кількісні характеристики графіків електричного навантаження:
- максимальна і мінімальна величини активної потужності навантаження для добового або річного графіка навантаження в МВт; 
- середньодобова потужність навантаження,
де 
і 
- потужність і тривалість навантаження для і-ої ступені графіка навантаження;
n - загальне число ступеней добового або річного графіка навантаження, 
години;
середньоквадратична потужність;
Таблиця 2.23 – Добові графіки активної потужності для кожного вузла і в цілому для електричної системи
| Р1, МВт | Р2, МВт | Р3, МВт | Р4, МВт | Р5, МВт | Р6, МВт | Р7, МВт | Р8, МВт | Р9, МВт | Р10, МВт | Р11, МВт | Р12, МВт | Р13, МВт | Р14, МВт | Рі, МВт |
0-6 | 459,2 | 16662,4 | 3017,6 | 5284,8 | 918,4 | 393,6 | 2361,6 | 5838,4 | 524,8 | 1705,6 | 5379,2 | ||||
6-8 | |||||||||||||||
8-12 | |||||||||||||||
12-14 | |||||||||||||||
14-16 | |||||||||||||||
16-18 | |||||||||||||||
18-20 | |||||||||||||||
20-24 |
Таблица 2.24 - Кількісні характеристики графіків активного навантаження
| Сума | ||||||||||||||
РМАХ | |||||||||||||||
РMIN | |||||||||||||||
РСР | |||||||||||||||
Рск | |||||||||||||||
КЗАП | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 |
КНЕР | 0,84 | 0,84 | 0,84 | 0,84 | 0,84 | 0,84 | 0,84 | 0,84 | 0,84 | 0,84 | 0,84 | 0,84 | 0,84 | 0,84 | 0,84 |
КФ |
- коефіцієнт заповнення графіка навантаження або густина графіка навантаження;
- коефіцієнт нерівномірності графіка навантаження; 
- коефіцієнт форми графіка навантаження.
Розрахунок і побудова витратних характеристик агрегатів і електростанції в цілому
Дата добавления: 2015-09-29; просмотров: 37 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
,м