Реконструкція електричної частини ГЕС

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ЗМІСТ

ВСТУП

1. Техніко-економічне обґрунтування реконструкції електричної частини ГЕС

2. Електротехнічна частина

2.1 Розрахунок графіків електричних навантажень

2.2 Вибір трансформаторів

2.3 Вибір схеми ВРУ-10 кВ

2.4 Вибір схеми власних потреб

2.5 Розрахунок струмів КЗ

2.6 Визначення максимальних струмів приєднань та імпульсів квадратичного струму для перевірки обладнання на термічну стійкість

2.7 Вибір комутаційної апаратури

2.8 Вибір струмоведучих частин

2.9 Вибір вимірювальних трансформаторів

2.10 Вибір засобів обмеження перенапруг

2.11 Розрахунок грозозахисту ВРУ-10 кВ

2.12 Розрахунок заземлювального пристрою ВРУ-10 кВ

3. Техніко-економічна частина

ВИСНОВКИ

Список літератури

Додаток

ВСТУП

Виробництво електроенергії в обєднаній енергосистемі склало у першому півріччі 2009 року, за даними Мінпаливоенерго, 83,9768 млрд. кВтгод, що на 15,7% (на 15,6865 млрд. кВтгод) менше, ніж за аналогічний період 2008 року.

АЕС за цей період зменшили виробіток електроенергії на 13% - до 40,963 млрд.кВтгод, КЕС і ТЕЦ Мінпаливоенерго - на 21,2% до 32,7791млрд.кВтгод , ГЕС - на 0,2% до 6,5489 млрд.кВтгод.

АЕС, ТЕС та районні котельні Мінпаливоенерго знизили відпуск теплової енергії на 9,1% (на 1,4501 млн Гкал) - до 14,4606 млн Гкал.

НКРЕ затвердило порядок встановлення тарифів на виробництво електроенергії з альтернативних джерел ( «зелені» тарифи).

Зокрема, коефіцієнт «зеленого» тарифу для кампаній, які використовують для виробництва електроенергії енергію вітру, складає 1,2 (при встановленій потужності обладнання до 600 кВт); 1,4 - від 600 до 2000кВт; 2,1 - більше 2000 кВт.

Коефіцієнт тарифу на виробництво електроенергії з біомаси складає 2,3; з сонячного випромінювання - 4,8 (для наземних обєктів електроенергії), для встановленого на покрівлі будинків обладнання до 100кВт - 4,4.

Коефіцієнт «зеленого» тарифу для електроенергії, яка виробляється малими електростанціями, встановлюється на рівні 0,8.

Обєми власного видобування нафти забезпечують потреби України всього на 10-12%, газу - 18-20%, тому теплові електростанції сильно залежать від імпортного постачання.

На сьогодні 95% ТЕС країни відпрацювало свій ресурс і їхня модернізація в найближчі три-чотири роки потребуватиме мінімум 13млн.дол.

Альтернативним джерелом електроенергії може стати гідроенергетика. Остання є одним з важливих елементів енергетичного балансу в ряді країн ЄС. При цьому, якщо частка гідроенергетики в більшості країн Європи складає 15-20%, то в Україні - всього 5%. Гідроенергетичні потужності держави являють собою Дніпровський та Дністровський каскади ГЕС, Київська ГАЕС та малі ГЕС. Всі вісім електростанцій входять в одну структуру - ВАТ «Укргідроенерго», яка експлуатує 99 гідроагрегатів загальною потужністю близько 4800 МВт.

Однак обладнання станцій відпрацювало від 20 до 40 років і потребує реконструкції. Тому стає реальною загроза енергетичній безпеці держави.

1. Техніко-економічне обґрунтування реконструкції електричної частини ГЕС

З освоєнням енергії малих річок в Україні поки що не складається. З економічно доцільного для освоєння гідро потенціалу малих річок поки використовується тільки 7-8%. Особлива цінність енергії малих річок заключається в тому, що вони розташовані по всій території України та превалюють в західних регіонах, які є енергодефіцитними. Додаткові плюси - наявність професійної школи гідроенергетиків, значний технічний і промисловий потенціал турбомашинобудування та великий досвід будівництва гідроелектростанцій, як в Україні, так і за кордоном. Крім того, частка малих гідроелектростанцій (МГЕС), які мають свої водосховища, можуть виробляти особо цінну пикову електроенергію.

Актуальність розвитку малої гідроенергетики обумовлена самою високою рентабельністю ГЕС порівняно з іншими джерелами енергії. Це важливо для теперішніх економічних умов в Україні. З врахуванням мінімізації капіталовкладень в побудову малих ГЕС, в першу чергу необхідно максимально відновити ті малі ГЕС, які були зупинені в 50-60-х роках, де залишилися приміщення, водоймища тощо. Але відновлення малих ГЕС, а особливо їх будівництво, повинно вестися з використанням нової техніки, яка дозволяє використовувати їх в автоматичному режимі ( на таких ГЕС відсутній машзал, черговий та обслуговуючий персонал). Найсприятливіші можливості для розвитку малої гідроенергетики є в Карпатському регіоні. Тут будівництво малих ГЕС повинно здійснюватися поряд з реалізацією протиповіньових заходів. Фактором, який стримує прискорене відновлення та будівництво малих ГЕС в Україні, є в першу чергу, відсутність вітчизняної гідротехніки з сучасним рівнем автоматизації.

Таким чином, реконструкція електричної частини Щедрівської ГЕС сприяє розвитку електроенергетики країни.

2. Електротехнічна частина

2.1 Розрахунок графіків електричних навантажень

Режим роботи електростанції задається графіками електричних та теплових навантажень району, що обслуговується. Потужність електричних станцій повинна забезпечувати виконання графіків навантаження з врахуванням втрат енергії в елементах електропередачі, а також витрати на власні потреби станції.

Постійні втрати в лініях району підраховуються за формулою 1:

Р1 = Р1* Ррмах; (2.1)

Змінні втрати в будь-який час доби:

Р2t = Р2* Ррt2/ Ррмах; (2.2)

Потужність, яка видається до шин РУ:

Рвидt = Ррt + Р1 +Р2t; (2.3)

Витрати потужності на власні потреби станції:

РВПt = (0,4+0,6 Рвидt/Рвст) РВП/100 Рвидмах; (2.4)

де Рвст - встановлена потужність станції, кВт;

РВП - максимальне навантаження власних потреб, %;

Рвидмах - максимальна потужність, що видається з шин станції, кВт.

Потужність, яка виробляється електростанцією:

Рвидt = Рвидt + РВПt . (2.5)

За наведеним алгоритмом розраховуються графіки електричних навантажень для багатоводного та маловодного сезонів. Результати розрахунків зводяться в таблицю 2.1.

Таблиця 2.1 - Дані для побудови графіків електричних навантажень (багатоводний сезон/маловодний сезон)

Складові витрат потужності	Години доби
	0-8	8-11	11-20	20-23	23-24
Навантаження району, кВт	700 0	700 700	700 0	700 700	700 0
Втрати потужності в мережі району, кВт: - постійні	7	7	7	7	7
- змінні	42 0	42 42	42 0	42 42	42 0
Потужність, що видається до району, кВт	749 0	749 749	749 0	749 749	749 0
Витрати на власні потреби станції, кВт	11 0	11 11	11 0	11 11	11 0
Потужність, що виробляється генератором станції, кВт	760 0	760 760	760 0	760 760	760 0

Примітки: 1) відносна величина постійних та змінних втрат потужності в мережах району: Р1* = 0,01; Р2* = 0,06;

2) тривалість багатоводного та маловодного сезонів:

tБС = 60 діб; tМС = 305 діб;

3) максимальне навантаження району:

Ррмах = 700 кВт.

Річний виробіток електроенергії 1:

Ер = Рвирtіtі, (2.6)

де Рвирtі - навантаження ступені, кВт;

tі - тривалість кожного ступеня, год;

m - число сходинок графіка навантаження.

Рисунок 2.1 - Добові графіки електричних навантажень

Ер = 760(2460+6305)=2485200 (кВтгод).

Число годин використання максимального навантаження:

; (2.7)

год.

Рисунок 2.1 - Існуюча схема електричних зєднань станції

2.2 Вибір трансформаторів

Розрахункова потужність робочого трансформатора власних потреб 1:

SТВПрозр = РВП/100 КпРг.ном, (2.8)

де РВП = 1,5% - максимальне навантаження власних потреб;

Кп = 0,7 - коефіцієнт попиту;

Рг.ном - номінальна потужність генератора, кВт.

SТВПрозр = 1,5/1000,7760 = 8 кВА.

Розрахункова потужність блочного трансформатора:

SБТрозр = Sг.ном - SВТ, (2.9)

SБТрозр = 950-8 = 942 кВА.

Гідрогенератор фірми «Siemens»:

Sном = 950 кВА;

Рном = 760 кВт;

Uном = 6,3 кВ;

Cos ном = 0,8;

Iном = 87 А;

fном = 50 Гц;

xd = 0,20.

Блочний трансформатор:

тип ТМ-1000/10

Sном = 1000 кВА;

Uном = 10/6,3 кВ;

Uк = 5,5 %;

Рх = 2,45 кВт;

Рк = 11,6 кВт;

Іх = 1,4 %.

Трансформатор власних потреб:

тип ТМ-25/10

Sном = 0,025 МВА;

Uном = 10/0,4 кВ;

Uк = 4,7 %;

Рх = 0,125 кВт;

Рк = 0,60 кВт;

Іх = 3,2 %.

2.3 Вибір схеми ВРУ - 10 кВ

Визначимо приведені затрати для трьох варіантів схеми ВРУ-10 кВ:

1) схема з однією системою збірних шин;

2) схема розширеного чотирикутника;

3) схема пятикутника.

Приведені затрати визначаються за формулою 1:

З = рнК+U+М(З), (2.10)

де рн = 0,12 - нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень;

К - капіталовкладення в електроустановку, тис.грн;

U - щорічні експлуатаційні витрати, тис.грн;

М(З) - очікуваний збиток через відмови вимикачів, тис.грн;

U = = аК/100, (2.11)

де а = 9,4% - норма відрахувань на амортизацію та обслуговування, % (таблиця 10.2 3);

М(З) = у0kjіРіТі, (2.12)

де у0 = 4.8 грн/кВгод - питомий збиток;

ті - параметр потоку відмов вимикачів, 1/рік;

kj -коефіцієнт режиму (К0 або Кр), 1/рік;

Рі - потужність, яка втрачається,МВт;

Ті - час простою, год.

Капіталовкладення в електроустановку при виборі схем ВРУ визначабться за формулою:

, (2.13)

де - кількість комірок з виимикачами;

- вартість комірки, тис. грн.

Таблиця 2.2 - Показники надійності вимикачів

Напруга, кВ	Тип вимикача	Складова параметра потоку відмов, 1/рік	Час відновлення, ТВ, год	Частота планових ремонтів, , 1/рік	Тривалість планового ремонту, Тп, год
		1	1
10	вакуумний	0,01	0,01	5	0,2	4



а) схема з однією системою збірних шин (існуюча схема);

б) схема розширеного чотирикутника;



в) схема пятикутника

Рисунок 2.3 - Варіанти схем ВРУ - 10 кВ ГЕС

Таблиця 2.3 - Дані для визначення надійності схеми ВРУ-10 кВ

Показник	Розрахункова формула	Числове значення по варіантах
		І	ІІ	ІІІ
Кількість комірок з вимикачами, шт	nк	5	4	5
Вартість комірки, тис.грн	Ск	18,4	18,4	18,4
Параметр потоку раптових відмов генераторних та лінійних вимикачів, 1/рік	гв = 0,61	0,006	0,006	0,006
	лв = 0,6(1+2l/100)	0,0069	0,0069	0,0069
Коефіцієнт ремонтного режиму роботи ВРУ, 1/рік	Кр = Тп/8760	0,000091	0,000091	0,000091
Коефіцієнт нормального режиму роботи ВРУ, 1/рік	К0 = 1- nк Кр	0,999545	0,999636	0,999545
Час простою елемента після виконання перемикань в ВРУ, год	Т0	0,5	0,5	0,5
Час простою елемента після введення в роботу одного з двох вимикачів у випадку, коли один був в плановому ремонті, а інший - в аварійному простої, год	ТВП = ТВ-Т2В/(2Тп)	1,875	1,875	1,875
Математичне очікування числа відмов генераторних та лінійних вимикачів в нормальному та ремонтному режимах	К0гв	0,00599727	0,00599782	0,00599727
	Кргв	0,000000546	0,000000546	0,000000546
	К0лв	0,00689686	0,00689749	0,00689686
	Крлв	0,000000628	0,000000628	0,000000628

Таблиця 2.4 - Розрахунок надійності схеми ВРУ-10 кВ (І варіант)

Відмова елемента	Параметр потоку відмов вимикача і	Елементи, що відключилися, та час їх відновлення
		К0=0,99545	Кр = 0,000091
			Q1	Q2	Q3	Q4	Q5
Q1 л	0,0069	4W, G -To	-	4W, G -To 2W-ТВП	4W, G -To 2W-ТВП	4W, G -To 2W-ТВП	4W, G -To 4W, G -ТВП
Q2 л	0,0069	4W, G -To	4W, G -To 2W-ТВП	-	4W, G -To 2W-ТВП	4W, G -To 2W-ТВП	4W, G -To 4W, G -ТВП
Q3 л	0,0069	4W, G -To	4W, G -To 2W-ТВП	4W, G -To 2W-ТВП	-	4W, G -To 2W-ТВП	4W, G -To 4W, G -ТВП
Q4 л	0,0069	4W, G -To	4W, G -To 2W-ТВП	4W, G -To 2W-ТВП	4W, G -To 2W-ТВП	-	4W, G -To 4W, G -ТВП
Q5 г	0,006	4W, G -To	4W, G -To 4W, G -ТВП	4W, G -To 4W, G -ТВП	4W, G -To 4W, G -ТВП	4W, G -To 4W, G -ТВП	-

Таблиця 2.5- Розрахунок надійності схеми ВРУ-10 кВ (ІІ варіант)

Відмова елемента	Параметр потоку відмов вимикача і	Елементи, що відключилися, та час їх відновлення
		К0=0,999636	Кр = 0,000091
			Q1	Q2	Q3	Q4
Q1 л	0,0069	2W -To	-	2W+D(2W,G)-To W+ D(3W,G) -ТВП	2W+D(2W,G)-To W+ D(3W,G) -ТВП	3W+D(W,G)-To D(2W)+ D(2W,G) -ТВП
Q2 л	0,0069	G,2W -To	2W,G +D(2W)-To W+ D(3W,G) -ТВП	-	G,3W+D(W)-To D(2W)+ D(2W,G) -ТВП	2W,G +D(2W)-To D(3W)+ D(W,G) -ТВП
Q3 л	0,0069	2W -To	2W+D(2W,G)-To W+ D(3W,G) -ТВП	3W+D(W,G)-To D(2W)+ D(2W,G) -ТВП	-	2W +D(2W,G)-To W+ D(3W,G) -ТВП
Q4 л	0,0069	G,2W -To	2W,G +D(2W)-To D(2W)+ D(2W,G) -ТВП	2W,G +D(2W)-To D(3W)+ D(W,G) -ТВП	2W,G +D(2W)-To W+ D(3W,G) -ТВП	-

Таблиця 2.6 - Розрахунок надійності схеми ВРУ-10 кВ (ІII варіант)

Відмова елемента	Параметр потоку відмов вимикача і	Елементи, що відключилися, та час їх відновлення
		К0=0,99545	Кр = 0,000091
			Q1	Q2	Q3	Q4	Q5
Q1 л	0,0069	2W-To	-	2W+D(2W,G)-To W+ D(3W,G) -ТВП	2W,G +D(2W)-To D(3W)+ D(W,G) -ТВП	2W +D(2W,G)-To W+ D(3W,G) -ТВП	3W+D(W,G)-To D(2W)+ D(2W,G) -ТВП
Q2 л	0,0069	W,G -To	W,G+D(3W)-To W+D(3W,G) -ТВП	-	W,G+D(3W)-To G+D(4W)-ТВП	2W,G +D(2W)-To D(2W)+ D(2W,G) -ТВП	2W,G +D(2W)-To D(3W)+ D(W,G) -ТВП
Q3 л	0,0069	W,G -To	2W,G +D(2W)-To D(3W)+ D(W,G) -ТВП	W,G+D(3W)-To G+D(4W)-ТВП	-	2W,G +D(2W)-To D(2W)+ D(2W,G) -ТВП	W,G+D(3W)-To W+D(3W,G) -ТВП
Q4 л	0,0069	2W -To	2W+D(2W,G)-To W+ D(3W,G) -ТВП	3W+D(W,G)-To D(2W)+ D(2W,G) -ТВП	3W+D(W,G)-To D(2W)+ D(2W,G) -ТВП	-	2W+D(2W,G)-To W+ D(3W,G) -ТВП
Q5 k	0,006	2W,G -To	3W+D(W,G)-To D(2W)+ D(2W,G) -ТВП	2W,G +D(2W)-To D(3W)+ D(W,G) -ТВП	2W +D(2W,G)-To W+ D(3W,G) -ТВП	2W +D(2W,G)-To W+ D(3W,G) -ТВП	-

Таблиця 2.7 - Розрахункові показники надійності схеми

Відмова елемента	Р, МВТ	Час простою, год	К0	Кр
			гв	лв	гв	лв
І варіант
4G+W	0,76	0,5	1	4	4	16
		1,875	-	-	4	4
ІI варіант
2W+G 2W,G + D(2W) 3W,G + D(W)	0,76	0,5	-	2	-	6
		1,875	-	-	-	-
ІІI варіант
W+G 2W+G 2W,G + D(2W) W,G + D(3W) G + D(4W)	0,76	0,5	-	3	-	10
		1,875	-	-	-	2

електричний навантаження перенапруга трансформатор

Збиток від перерви електропостачання в результаті відмов вимикачів:

М(З)І = 4,80,0059972710,50,76+0,0068968640,50,76+

+0,000000546(40,50,76+41,8750,76)+0,000000628(160,50,76+

+41,8750,76) = 4,80,002279+0,010483+0,000004+0,000007=

= 0,061 тис.грн;

М(З)ІІ =,80,0068974920,50,76+0,00000062860,50,76 =

= 4,80,005242+0,000001 = 0,025 тис.грн;

М(З)ІІ = 4,80,0068968630,50,76+0,000000628(100,50,76+

+21,8750,76) = 4,80,007862+0,000004 = 0,038 тис.грн.

Таблиця 2.8 - Приведені затрати схем ВРУ-10 кВ

Складові витрат	Числове значення, тис.грн
	І	ІІ	ІІІ
Капіталовкладення	92	73,6	92
Щорічні експлуатаційні витрати	8,648	6,918	8,648
Очікуваний збиток	0,061	0,025	0,038
Приведені затрати	22,509	17,983	22,486

ЗІІ-ІІІ = 20% 5%, тобто для ВРУ-10 кВ приймаємо ІІ варіант схеми.

2.4 Вибір схеми власних потреб

Електроприймачі власних потреб отримують живлення від робочого трансформатора власних потреб типу ТМ-25/10, а резервне живлення здійснюється від підстанції району.

Рисунок 2.4 - Схема власних потреб ГЕС

Секція 0,4 кВ розділяється на дві напівсекції секційним автоматом SF1. На першу напівсекції підключаються відповідальні споживачі, а на другу - невідповідальні.

Також для забезпечення живлення пристроїв релейного захисту, автоматики, сигналізації та аварійного освітлення передбачається акумуляторна батарея.

2.5 Розрахунок струмів КЗ

Складаємо заступну схему електроустановки та визначаємо параметри її елементів: Sб= 100 МВА;

Uб = Uсер.ном

Рисунок 2.5 - Заступна схема електроустановки

Потужність КЗ на шинах ВРУ-10 кВ:

S(3)к = 346 МВА;

Опір енергосистеми 1, 4:

ХС= Sб/S(3)к; (2.14)

ХС = 100/346 = 0,29;

Блочний трансформатор:

ХБТ= Uк/100· Sб/ Sт.ном. ; (2.15)

ХБТ= 5,5/100100/1,0 = 5,5;

Генератор:

ХГ = Xd"· Sб/ Sг.ном.; (2.16)

ХГ = 0,2100/0,95 = 21,05;

Початкове значення періодичної складової струму КЗ 1:

ІП,О і = (Е"*·Ібі) / Хрез*і; (2.17)

де Е"* = 1,13 - надперехідна ЕРС генератора;

Е"* = 1 - надперехідна ЕРС системи,

Ібі - базовий струм, кА;

Хрез*і - результуючий опір кола КЗ, в.о.

Базовий струм:

Ібі = Sб/v3·Uсер.номі; (2.18)

Іб1 = 100/v3·6,3 = 9,18 кА;

Іб2 =100/v3·10,5 = 5,51 кА;

Визначаємо складові струмів КЗ 1, 4:

- періодичну: Іn, = n,·I n,0 ; (2.19)

- аперіодичну: іа, = v2· I n,0·е-/Та; (2.20)

- ударний струм: іу= v2· I n,0·Ку. (2.21)

де n, - розрахунковий коефіцієнт;

Ку - ударний коефіцієнт;

Та - постійна часу кола КЗ, с;

- розрахунковий час, для якого визначаються складові струму КЗ, с.

= tВВ +0,01; (2.22)

де tВВ - власний час вимикання вимикача, с.

К1

Іп,о,г = Е*Іб1/Хг;

Іп,о,г = 1,139,18/21,05 = 0,493 кА;

Іп,о,с = Е*Іб1/Хс+ ХБТ;

Іп,о,с = 19,18/(0,29+5,5) = 1,585 кА;

К2

Іп,о,г = Е*Іб2/Хс+ ХБТ;

Іп,о,г = 1,135,51/(21,05+5,5) = 0,235 кА;

Іп,о,с = Е*Іб2/Хс;

Іп,о,с = 15,51/0,29 = 19 кА.

Попередньо встановлюємо вимикачі типу ВРС-10 (комірка КРУ типу ЗКВЭ-10):

Uном = 10 кВ; Іном = 630 А; Івим.ном = 20 кА;

Іт = 20 кА; tт = 3 с; ідин = 51 кА;

tвв = 0,03 с.

Габаритні розміри:

- ширина: 800 мм;

- глибина: 1150 мм;

- висота: 2200 мм;

Маса: 800 кг.

Таблиця 2.9 - Дані для розрахунку складових струмів КЗ

Точка КЗ	Вітка живлення	, с	Та,с	Ку	е-/Та	n,
К1 Генератор	G Система	0,04 0,04	0,10 0,01	1,91 1,369	0,67 0,05	0,875 1
К2 ВРУ-10 кВ	G Система	0,04 0,04	0,05 0,01	1,82 1,369	0,45 0,05	0,9 1

Визначимо значення коефіцієнтів n, для генераторних віток:

К1

Іґном = 0,087 кА;

Іп,о/ Іґном = 0,493/0,087 = 5,67;

За допомогою рисунку 4.2 [2] визначаємо, що n, = 0,875.

К2

Іґном = 0,950/310,5 = 0,052 кА;

Іп,о/ Іґном = 0,235/0,052 = 4,52;

n, = 0,9.

Таблиця 2.10 - Зведена таблиця струмів КЗ

Точка КЗ	Вітка живлення	Іп,о, кА	Іп,, кА	іа,, кА	іу, кА	Примітка
К1 G	G Система	0,493 1,585	0,431 1,585	0,466 0,112	1,328 3,060	- Ком.апар
	Сума	2,078	2,016	0,578	4,388	шини
К2 ВРУ-10 кВ	G Система	0,235 19,00	0,212 19,00	0,149 1,340	0,603 36,676
	Сума	19,235	19,212	1,489	37,279	Ком.апар. і шини

Визначаємо величину струму КЗ на стороні 0,4 кВ робочого трансформатора власних потреб (точка К3).

Опір енергосистеми, який приведено до сторони ВН трансформатора:

Хсвн = UСвн/3І(3)к.ВН ; (2.23)

Хсвн = 10,5/319,235 = 0,316 Ом;

Опір енергосистеми, який приведено до сторони НН трансформатора:

ХС = 103Хсвн (Uт.ном.нн/Uт.номвн)2 ; (2.24)

ХС = 1030,316(0,4/10)2 = 0,506 мОм;

Опори трансформатора власних потреб:

Zт = 104(UкU2т.ном /Sт.ном); (2.25)

rт = 106РкU2т.ном/S2т.ном; (2.26)

Xт = Zт2- rт2; (2.27)

Zт = 104(4,70,42 /25)=300,8 мОм;

rт = 1060,60,42 /252 = 153,6 мОм;

Xт = 300,82-153,62 = 258,7 мОм.

Максимальний струм на стороні НН трансформатора власних потреб:

Імах = 25/30,4 = 36,1 А.

Від сторони НН до збірних шин 0,4 кВ прокладається кабель з алюмінієвими жилами та паперовою просякнутою ізоляцією довжиною 10 м:

q = 10 мм2;

Ідоп.ном = 45 А;

rпит = 3,84 мОм/м;

Хпит = 0,088 мОм/м.

Опори кабеля:

Хк = 0,08810 = 0,88 мОм;

Rк = 3,8410 = 38,4 мОм.

Результуючий опір кола КЗ:

Х = Хс+Хт+ Хк = 0,506+258,7+0,88 = 260,086 мОм;

r = rт+ rк = 153,6+38,4 = 192 мОм.

Струм трифазного металевого КЗ:

І(3)к = Uср.ном/3 Х2+ r2; (2.28)

І(3)к =400/3260,0862+1922 = 0,714 кА.

Струм трифазного металевого КЗ з врахуванням струмообмежуючої дії дуги в місці пошкодження 5:

І(3)кR = Uср.ном/3 Х2+ (r+Rпер)2 (2.29)

де Rпер =15 мОм - перехідний опір дуги;

І(3)кR = 400/3 260,0862+ 2072 = 0,694 кА.

Середнє значення струму КЗ:

І(3)к.ср = (0,714+0,694)/2 = 0,704 кА.

Ударний струм КЗ :

іу = 2Ку І(3)к.ср ; (2.30)

іу = 21,0850,704 = 1,077 кА.

Періодична складова струму підживлення від електродвигунів власних потреб:

І(3)д = 2,29Іт.ном; (2.31)

І(3)д = 2,2936,1 = 82,67 А.

Ударний струм КЗ від двигунів:

іуд = 3,22 Іт.ном; (2.32)

іуд = 3,2236,1 = 116,24 А.

Сумарні струми КЗ:

І(3)к. = 704+82,67 = 786,67 А;

іу = 1077+116,24 = 1193,24 А.

2.6 Визначення максимальних струмів приєднань та імпульсів квадратичного струму для перевірки обладнання на термічну стійкість

ВРУ-10 кВ:

Максимальні струми:

Iг.max = Sг.ном/3 Uном0,95; (2.33)

IТВП = SТВП/3Uном ; (2.34)

Iг.max = 950/3100,95 = 57,8 А;

IТВП = 25/310 = 1,45 А.

Імпульс квадратичного струму 2:

Вк= І2п,о·(tвим+Tа ); (2.35)

де tвим - час вимикання КЗ, с.

Вк= 19,2352·(0,20+0,05) = 92,5 кА2·с;

ГРУ-6 кВ:

Iг.max = Іг.ном/0,95; (2.36)

Iг.max = 87/0,95 = 91,6 А.

Вк = 2,0782(0,3+0,1) = 1,73 кА2с.

РУВП-0,4 кВ:

Imax = 36,1 А;

Вк = І(3)2к.ср( tвим+Tа,ср)+1,5І(3)2д·Tа,ср +

+ 4· І(3)у ·І(3)к,ср·Tа,ср; (2.37)

де tвим = tсв +tа - час вимикання КЗ, с;

tсв - час спрацювання струмової відсічки автомата, с;

tа = 0,01 с - час гасіння дуги;

Tа,ср =0,03 с - середнє значення часу затухання вільних струмів КЗ.

Вк = 0,7042(0,25+0,01+0,03)+1,50,08320,03+40,0830,7040,03 =

= 0,144+0,0002+0,007 = 0,1512 кА2с.

2.7 Вибір комутаційної апаратури

ВРУ - 10 кВ

Розрахункові дані	Каталожні дані
	ВРС - 10	Комірка КРУ типу ЗКВЭ - 10
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Imax = 57,8 А	Iном = 630 А	Iном = 630 А
In, = 19,212 кА	Iвим.ном = 20 кА	-
ia, = 1,489 кА	ia,ном=20,520 =14,1 кА	-
In,о= 19,235 кА	Iдин = 20 кА	Iдин = 20 кА
іу = 32,279 кА	ідин = 52 кА	ідин = 51 кА
Bк = 92,5 кА2·с	І2т·tт = 2023= 1200 кА2·с	-

ВРУ - 6 кВ

Розрахункові дані	Каталожні дані
	ВРО	Комірка КРУ типу КУ - 10
Uуст = 6 кВ	Uном = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Imax = 91,6 А	Iном = 630 А	Iном = 630 А
In, = 1,585 кА	Iвим.ном = 12,5 кА	-
ia, = 0,112 кА	ia,ном=20,512,5=8,81 кА	-
In,о= 1,585 кА	Iдин = 12,5 кА	Iдин = 12,5 кА
іу = 3,060 кА	ідин = 32 кА	ідин = 32 кА
Bк = 1,73 кА2·с	І2т·tт = 12,523= = 468,75 кА2·с	-

РУВП-0,4 кВ

Uа.ном = 600 В > Uуст = 400 В;

Іа.ном = 63 А > Imax= 36,1 А;

ГКС = 2000 А > іу = 1193,24 А;

2.8 Вибір струмопровідних частин

ВРУ - 10 кВ

Imax = 57,8 А;

In,о = 19,235 кА < 20 кА;

іу = 37,279 кА < 50 кА.

Встановлюємо провід марки АС 10/1,8 2: d = 4,5 мм;

Ідоп = 84 А.

ГРУ - 6 кВ

Imax = 91,6 А;

Вк = 1,73 кА2с.

Встановлюємо алюмінієвий кабель з паперовою просякнутою ізоляцією.

Визначаємо економічний переріз:

qек = Інорм/jек, (2.38)

де jек - економічна густина струму, А/мм2.

qек =87/1,4 = 62,1 мм2.

Приймаємо кабель: q = 70 мм2; Ідоп.ном = 240 А.

Перевіряємо кабель на термічну стійкість:

qmin =Вк/С; (2.39)

qmin =1,73106/90 = 14,6 мм2 q = 70 мм2

РУВП - 0,4 кВ

Imax = 36,1 А;

Вк = 0,1512 кА2с.

Економічний переріз:

qек = 36,1/1,4 = 25,8 мм2.

Приймаємо кабель: q = 35 мм2.

Перевіряємо кабель на термічну стійкість:

qmin =0,1512106/90 = 4,32 мм2 q = 35 мм2

2.9 Вибір вимірювальних трансформаторів

Вибираємо вимірювальні трансформатори струму (ТС) та напруги (ТН) в колі генгератора 1, 4.

Таблиця 2.15 - Розрахункові та каталожні дані ТС типу ТПЛ-10

Розрахункові дані	Каталожні дані
Uуст = 6 кВ	Uном = 10 кВ
Imax = 91,6 кА	Iном = 100 А
iу = 4,388 кА	iдин = 25 кА
Вк = 1,73 кА2·с	І2т·tт = 452·3 = 6075 кА2·с
r2 = 0,357 Ом	r2ном = 0,4 Ом

Примітка: 1) I2ном = 5 А;

2) варіант виконання вторинних обмоток 0,5/10Р;

3) схема з'єднань ТС - повна зірка;

4) розрахункова довжина зєднувальних мідних проводів марки КРВГ: lрозр= 40 м;

Перевіряємо ТС на клас точності:

Таблиця 2.12 - Вторинне навантаження ТС

Прилад	Тип	Навантаження, В·А, фаза
		А	В	С
Амперметр	Е-335	-	0,5	-
Ватметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Лічильник активної енергії	И-680	2,5	-	2,5
Разом:		3,5	0,5	3,5

Загальний опір приладів 1:

rприл = Sприл/І22ном ; (2.40)

rприл = 3,5/52 = 0,14 Ом;

- допустимий опір проводів:

rпр = r2ном- rприл- rк ; (2.41)

rпр = 0,4-0,14-0,1 = 0,16 Ом;

- розрахунковий переріз проводів:

qрозр = · lрозр / rпр ; (2.42)

qрозр = 400,0175/0,16 = 4,38 мм2.

Приймаємо q = 6 мм2.

Вторинне навантаження

r2 = 0,017540/6+0,14+0,1 = 0,357 Ом r2ном = 0,40 Ом;

Встановлюємо трансформатор напруги типу ЗНОЛ.06-6УЗ:

U1ном = 6300/v3 В;

U2ном = 100/v3 В;

U2дод = 100 В;

S2ном.0,5 = 50 В·А.

Перевіряємо ТН на клас точності.

Вторинне навантаження:

S2? = v Q2+Р2 = 152+9,72 = 17,9 ВА < S2ном =3·50 = 150 В·А.

Для зєднання приладів з ТН використовуємо контрольний кабель марки КРВГ перерізом 1,5 мм2.

Таблиця 2.13 - Вторинне навантаження ТН

Прилад	Тип	Sобм, В·А	nобм, шт	Cosц	Sinц	nприл, шт	Загальна потужність
							P, Вт	Q, Вар
Вольтметр	Е-335	2	1	1	0	1	2	-
Ватметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	-
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	-
Лічильник активної енергії	И-680	2 Вт	2	0,38	0,925	1	4	9,7
Частотомір	Е-372	3	1	1	0	1	3	-
Разом:	15	9,7

Таблиця 2.14 - Вимірювальні трансформатори

Місце установки	Трасформатор
	струму	напруги
1	2	3
Генератор	ТПЛ-10	ЗНОЛ.06-6УЗ
Блочний трансформатор : - сторона ВН; - сторона НН	ТПЛ-10 ТПЛ-10	- -
Трансформатор ВП: - сторона ВН; - сторона НН.	ТПЛ-10 ТК-40	- НОС-0,5УЗ
ЛЕП-10 кВ	ТПЛ-10	ЗНОЛ.06-10УЗ

Рисунок 2.6 - Схема підключення вимірювальних приладів до вимірювальних трансформаторів

2.10 Вибір засобів обмеження перенапруг

Для захисту обладнання від атмосферних та комутаційних перенапруг встановлюємо розрядники 2:

а) на ЛЕП-10 кВ та сторонах ВН блочного трансформатора і трансформатора власних потреб:	РВО-10У1
б) На стороні НН блочного трансформатора	РВРД-6У1

2.11 Розрахунок грозозахисту ВРУ-10 кВ

Для захисту обладнання ВРУ-10 кВ встановлюємо на території одиничний стержньовий блискавковідвід висотою h = 20 м. Розрахункова висота, для якої визначається зона захисту, дорівнює hх = 7 м;

Оскільки 0 hх 2/3 h = 2/320 = 13,3 м, то радіус захисту:

rх = 1,5( h - 1,25 hх) ; (2.43)

rх = 1,5( 20 - 1,257) = 16,875 м.

а) вид збоку;

б) вид зверху

Рисунок 2.7 - Зона захисту одиничного стержньового блискавковідводу

2.12 Розрахунок заземлювального пристрою ВРУ-10 кВ

Обладнання ВРУ-10 кВ займає площу S=84 м2. Природних заземлювачів немає. Питомий опір землі при нормальній вологості =80Омм.

Розрахунковий струм замикання на землю 4:

І = Ul/350, (2.44)

де U - між фазна напруга, кВ;

l - довжина мережі 10 кВ, км.

Із = 1020/350 = 0,57 А.

Заземлювальний пристрій (ЗП) виконуємо сумісним для напруги 10 та 0,4кВ, тоді його опір в будь-який період року повинен бути:

Rз 125/Із 4 Ом. (2.45)

Rз = 125/0,57 = 219,3 Ом Rз.доп = 4 Ом.

Приймаємо, що Rз = 4 Ом.

ЗП виконуємо у вигляді контура з полоси 404 мм, яка прокладається на глибині t=0,7 м навколо обладнання. Загальна довжина полоси складає l=24 м.

Опір заземлювальної полоси:

rг = (0,366грозр/ l)lg(2l2/ b t), (2.46)

де b - ширина полоси, м;

грозр - розрахунковий питомий опір землі для горизонтальної полоси, Омм.

грозр = Кгс, (2.47)

де Кгс - коефіцієнт сезонності для горизонтальної полоси;

грозр = 380 = 240 Омм;

rг = (0,366240/ 24)lg(2242/ 4010-3 0,7) = 16,89 Ом.

Попередньо приймаємо в контурі 4 вертикальних заземлювачі довжиною lв = 2 м.

Середня відстань між вертикальними заземлювачами:

а=24/4 = 6 м.

При а/lв=6/2=3 коефіцієнт використання зєднувальної полоси в контурі з 4 вертикальних заземлювачів складає 4: г = 0,70.

З врахуванням коефіцієнта використання опір полоси:

Rг= rг/г. (2.48)

Rг= 16,89/0,70 = 24,13 Ом.

Необхідний опір вертикальних заземлювачів:

Rв = (Rг Rз)/( Rг-Rз), (2.49)

Rв = 24,134/(24,13-4) = 4,79 Ом.

Опір одного вертикального заземлювача:

rв = 0,366врозр/ lв( lg(2lв/d +lg((4t+lв)/(4t-lв)/2), (2.50)

де врозр - розрахунковий питомий опір грунту, Омм;

d - діаметр стержня;

t - відстань від поверхні землі до середини стержня, м.

врозр = Квс. (2.51)

врозр = 1,4580 = 116 Омм.

rв = 0,366116/ 2( lg(23/1210-3 +lg((41,7+2)/(41,7-2)/2) = 17,62 Ом.

Кількість вертикальних заземлювачів:

nв = rв/ rвв, (2.52)

де в - коефіцієнт використання для вертикальних заземлювачів (табл. 7.5 4).

nв = 17,62/(4,790,86) = 4,28 шт.

Приймаємо nв = 6 шт.



Рисунок 2.8 - План заземлювального пристрою ВРУ-10 кВ

3. Техніко-економічна частина

У найзагальнішому вигляді критерієм економічної ефективності є додатне значення економічного ефекту 9:

Е = Р-В, (7.1)

де Е - економічний ефект;

Р - результати;

В - витрати.

Під результатом мається на увазі дисконтова на (тобто приведена до початку розрахункового періоду) сума надходжень за реалізовану продукцію та інших доходів за весь розрахунковий період. Витрати - це дисконтова на сума всіх одноразових і щорічних видатків за розрахунковий період.

На підставі поняття економічного ефекту побудовано ряд критеріїв економічної ефективності капітальних вкладень, які можуть бути поділені на чотири групи:

а) прибуток (П) - ефект в абсолютних величинах (перевищення доходів над витратами в грошовому відображенні);

б) рентабельність R - ефект у відносних одиницях (відношення прибутку або доходів до витрат), який відображає частку витрат, що повертається щорічно у вигляді прибутку або доходу;

в) період повернення капіталу (Тп) - час, протягом якого інвестиції відшкодовуються за рахунок прибутку і можуть бути використані для нових вкладень (поширеного відтворення);

г) приведені затрати (З) - видатковий складник ефекту, який в ряді випадків зручно використовувати для порівняння ефективності декількох варіантів інвестиційного проекту при умові ідентичності прибуткового складника - доходів.

Кожна група вміщує декілька критеріїв, які відрізняються складом доходів, витрат та розрахунковим періодом.

Рішення про ефективність інвестицій приймається на підставі аналізу розрахунків одного або декількох критеріїв залежно характеру задачі, яка вирішується.

Для розрахунку показників економічної ефективності за кожен рік розрахункового періоду t визначають такі вартісні показники затрат 9:

а) капітальні вкладення приймають на основі кошторисно-фінансових розрахунків у діючих цінах. На початковій стадіє проектування розміри капітальних вкладень визначають за базовими укрупненими показниками вартості елементів електроустановки (таблиця 7.1):

Кt = 206,4 тис.грн;

б) затрати на експлуатацію електроустановки, що проектується (річні витрати на технічні обслуговування та ремонт) розраховують залежно від вартості основних фондів (в даному випадку від величини капіталовкладень):

Веt = (ае/100) Кt , (7.2)

де ае - норма щорічних витрат на технічне обслуговування, %.

Веt = 3/100206,4 = 6,19 тис.грн;

в) амортизаційні відрахування на реновацію за кожний рік розрахункового періоду визначають залежно від вартості основних виробничих фондів та річних норм амортизаційних відрахувань:

Ар.t = (ар/100) Кt , (7.3)

де ар - норма річних амортизаційних відрахувань, %.

Ар.t = 6,4/100206,4 = 13,21 тис.грн;

г) вартість втрат електроенергії в трансформаторах:

Ввтрt =WtЦ, (7.4)

де Wt - річні втрати електроенергії в трансформаторах, кВт;

Ц = 6,4 коп/кВтгод -вартість 1 кВтгод електроенергії, яка втрачається в трансформаторах;

Wt = Рхt+Рк(Smax/Sт.ном)2, (7.5)

де Рх, Рк - втрати ХХ та КЗ трансформатора, кВт;

Smax - максимальне навантаження трансформатора, кВА;

Sт.ном - номінальна потужність трансформатора, кВА;

- час максимальних втрат, год;

t - число годин роботи трансформатора в рік, год.

= (0,124+ Тmax/104)28760, (7.6)

де Тmax - число годин використання максимальної потужності, год.

Таблиця73.1 - Капіталовкладення в електроустановку

Обладнання	Кількість, шт	Вартість, тис.грн	Капіталовкладення, тис.грн
Блочний трансформатор типу ТМ-1000/10	1	47,4	47,4
Трансформатор власних потреб типу ТМ-25/10	1	16,6	16,6
Комірка з вимикачем: - ЗКВЭ (ВРС) - КУ-10 (ВРО)	4 1	18,4 11,5	73,6 11,5
Автомат типу АЕ2046	3	0,8	2,4
Кабель з паперовою просякнутою ізоляцією напругою: - 6 кВ (70 мм2) - 0,4 кВ (35 мм2)	50 м 40 м	0,05 0,02	2,5 0,8
Розєднувач типу РЛНДА-1-10/200У1	6	6,8	40,8
Трансформатори напруг: - типу ЗНОЛ.06-6УЗ - типу ЗНОЛ.06-10 УЗ	1 2	2,20 2,30	2,2 4,6
Трансформатор струму типу ТПЛ-10	2	2,0	4,0
Разом:	206,4

= (0,124+3270/104)8760 = 1781,8 год;

Wt = 2,453270+11,6(950/1000)21781,8 = 25732,5 кВтгод;

Ввтрt = 25732,56,410-5 = 1,65 тис.грн.

Річне споживання електроенергії власними потребами станції:

ЕВПр = 1831124+182116 = 60324 кВтгод.

Електроенергія, що відпускається з шин ВРУ-10 кВ в район:

Евід = 2485200-60324 = 2424876 кВтгод.

До вартісних показників, що характеризують результати діяльності підприємства, відносяться:

а) річний валовий доход від видавання електроенергії без урахування ПДВ:

Дt = ЕвідЦ1-ЕВПрЦ2, (7.7)

де Ц1 - тариф на вході в електричну мережу;

Ц2 - тариф на електроенергію, яка споживається власними потребами станції;

Дt = (802424876-7060324)10-5 = 1897,67 тис.грн;

б) річний балансовий прибуток, з якого сплачується податок, дорівнює різниці між валовим доходом від видавання електроенергії та поточних річних витрат і амортизаційних відрахувань:

Пt = Дt -Веt - Ввтр.t - Ар.t; (7.8)

Пt = 1897,67-6,19-1,65-13,21 = 1876,62 тис.грн;

в) поточний річний чистий прибуток, який залишається в розпорядженні підприємства, визначають як різницю між балансовим прибутком і величиною сплаченого податку та процент за кредит:

Прt = Пt - Нпt - Вкр.t, (7.9)

де Нпt - податок на прибуток;

Вкр.t - оплата процентів за кредит (якщо фінансування будівництва здійснюється за рахунок отримання кредиту).

Податок на прибуток:

Нпt = Р Пt ; (7.10)

де р - ставка податку на прибуток.

Нпt = 0,31876,62 = 562,99 тис.грн.

Прt = 1876,62-562,99-0 = 1313,63 тис.грн.

г) чистий грошовий потік дорівнює сумі всіх доходів за розрахунковий період t, включаючи амортизаційні відрахування:

ГПt = Прt +Арt, (7.11)

ГПt = 1876,62+13,21 = 1889,83 тис.грн.

Ліквідаційна (залишкова) вартість демонтованого в розрахунковому періоді t обладнання, термін служби якого не вийшов при заміні основних фондів, визначають як різницю між початковою вартістю і сумою перерахованого зносу за період експлуатації:

Лt = К0-ар tеК0/100, (7.12)

де К0 - початкова вартість обладнання, яке демонтується, тис.грн;

ар - річна норма амортизаційних відрахувань, %;

tе - тривалість експлуатації обладнання до його демонтажу.

В нашому випадку Лt = 0.

Для динамічних задач показник економічної ефективності визначається різницею між дисконтованою величиною грошових потоків та дисконтованою величиною інвестицій (капітальних вкладень, зменшених на величину ліквідаційної вартості):

Пдс = ГПt/(1+Е) t - (Кt- Лt )/ (1+Е) t ; (7.13)

де Те - період експлуатації обладнання, який рекомендується приймати рівним 20 років;

Тб - період будівництва обєкта;

Е - норма дисконту, яку у розрахунках рекомендується приймати 0,1-0,2.

Пдс = (1889,83/1,15)-(206,4/1,15) = 1625,38 тис.грн.

Для оцінки загальної ефективності інвестицій застосовують також додаткові елементні показники ефективності - рентабельність інвестицій та термін їх окупності.

Рентабельність інвестицій (проста норма прибутку) характеризує частку капітальних вкладень, яка повертається щорічно у вигляді грошового потоку:

Rі = (Пpt+Apt)/(Kt-Лt); (7.14)

Rі = (1313,63+13,21)/206,4 = 6,43.

Критерієм загальної ефективності є умова:

Rі Е. (7.15)

Термін окупності дорівнює зворотній величині рентабельності інвестицій:

Ток = 1/ Rі. (7.16)

Ток = 1/6,43 = 0,156 р 1/0,15 = 6,67 р.

Таким чином, реконструкція електричної частини ГЕС забезпечує значний економічний ефект.

СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ

1. Лежнюк П. Д., Лагутін В. М., Кравцов К. І. Проектування електричної частини електричних станцій: Навчальний посібник. - Вінниця: ВДТУ, 2002. - 167 с.

2. Неклепаев Б. Н., Крючков Н. П. Электрическая часть электростанций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608с

3. Проектирование электрической части станций и подстанций / Ю. Б. Гук, В. В. Кантон, С. С. Петрова. - Л.: Энергоатомиздат, 1985. - 312с..

4. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.

5. Беляев А. В. Выбор аппаратуры, защит и кабелей в сетях 0,4 кВ. - Л.: Энергоатомиздат, 1988. - 176 с.

6. Двоскин Л. И. Схемы и конструкции распределительных устройств. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 220 с.

7. Нормы технологического проектирования гидроэлектростанций. - М.: Гидропроект, 1977. - 131 с.

8. Электрическая часть станций и подстанций / под ред. А.А. Васильева. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576 с.

9. Визначення економічної ефективності вкладень в енергетику. Методика. Загальні методичні положення. ГКД 340.000.001-95. - К.: Міненерго України, 1995. - 34 с.



Схема електричних з'єднань ГЕС після реконструкції станції

Размещено на Allbest.ru