Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

ЮЖНО-РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

(НОВОЧЕРКАССКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ)

ИНСТИТУТ Энергетический

КАФЕДРА Электрические станции

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ 100100 “Электрические Станции”

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ

НА ТЕМУ: ВЭС - 22 МВт. Расширение электрической части с установкой ветроэнергетических установок 1 МВт. Разработка технических мероприятий по эксплуатации вакуумных выключателей

Автор проекта Малышев Евгений Николаевич

Руководитель проекта доцент, к.т.н. Тютин Андрей Валерьевич

НОВОЧЕРКАССК 2003 г.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

ЮЖНО-РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

(НОВОЧЕРКАССКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ)

ИНСТИТУТ Энергетический УТВЕРЖДАЮ:

КАФЕДРА Электрические Станции Зав. кафедрой

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ100100

“Электрические Станции”

ЗАДАНИЕ

на дипломный проект

студенту Малышеву Евгению Николаевичу

1. Тема проекта: _ВЭС - 22 МВт. Расширение электрической части с установкой ветроэнергетических установок 1 МВт. Разработка технических мероприятий по эксплуатации вакуумных выключателей.

Тема утверждена приказом по университету № 1854-ЛС от ” 22 ” октября 2003г.

2. Исходные данные к проекту 2.1. Задание кафедры 2.2. Материалы ВЭС.

2.3. Методические материалы кафедры 2.4. Технические параметры:

Руст =22 МВт; тип РУ: ОРУ-110 кВ - 2 линии. Мощность трансформаторов 225 МВт._

Энергосистема 1: х1 = 47,7 Ом, х0 = 294 Ом. _ _

Энергосистема 2: х1 = 6,59 Ом, х0 = 53,45 Ом. _ _

Энергосистема 3: х1 = 47,2 Ом, х0 = 456 Ом. _ _

3. Содержание пояснительной записки (перечень вопросов, подлежащих разработке): 1.Расширение электрической части ВЭС. 1.1.Характеристика ОАО Калмэнерго. 1.2.Мировая энергетика, её перспективы. 1.3.Возможность использования ВЭС в ОАО Калмэнерго. 1.4.Технические данные ВЭУ “Радуга 1”. 1.5.Выбор главной схемы электрических соединений и повышающих трансформаторов. 1.6 Расчёт токов короткого замыкания в схеме ВЭС. 1.7.Выбор электрических аппаратов. 1.8.Выбор токоведущих частей. 2.Защита силового трансформатора 3.Технические мероприятия по эксплуатации вакуумных выключателей. 3.1.Выбор вакуумных выключателей для установки в цепях 6 кВ. 3.2.Анализ коммутационных перенапряжений. 3.3.Выбор ограничителей перенапряжения в цепи 6 кВ. 4.Разработка вопросов обеспечения безопасности жизнедеятельности. 4.1. Социальное значение вопросов безопасности жизнедеятельности на ВЭС.4.2.Идентификация негативных факторов. 4.3.Оценка воздействия негативных факторов. 4.4.Технические и организационные меры по снижению негативных факторов. 4.5.Меры пожарной безопасности при проведении огневых работ на объектах станции и прижаре. 4.6.Защита населения и территории в черезвычайных ситуациях. 5.Разработка вопросов экономики и организации производства. 5.1.Капиталовложения. 5.2.Технико-экономические показатели. 5.3.Энергитические показатели. 5.4.Экономические показатели. 5.5.Организация производства. 5.6.Экономическая эффективность ВЭС. _

4. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей):

Лист 1. Главная схема электрических соединений ВЭС. _

Лист 2. План и разрез ОРУ 110 кВ. _

Лист 3. Разрез ЗРУ 6 кВ. _

Лист 4. План и схема заполнения ЗРУ 6 кВ. _

Лист 5. Релейная защита силового трансформатора. _

Лист 6. Конструкция КРУ. _

Лист 7. Конструкция выкатного элемента. _

5. Консультанты по отдельным вопросам проекта:

Наименование раздела (вопроса) должность, уч. степень ф.и.о.

По общей части Расширение электрической части.

доцент, к.т.н. Тютин А. В.

подпись

По специальной части Технические мероприятия по эксплуатации вакуумных выключателей.

доцент, к.т.н. Тютин А. В.

подпись

По безопасности жизнедеятельности Разработка вопросов обеспечения Жизнедеятельности

ст. препод. Казьмина Г. В.

подпись

По экономике и организации производства Разработка вопросов экономики и организации производства

проффесор, д.т.н. Коваленко А.В.

подпись

6. Срок сдачи студентом законченного проекта 26 ноября 2003 года _

7. Дата выдачи задания 19 сентября 2003 года _

Руководитель Тютин А. В. доцент, к.т.н.

(фамилия, инициалы, должность и ученая степень)

_______________________________________

(подпись)

Задание принял к исполнению 19 сентября 2003 года _

(дата) (подпись)

АННОТАЦИЯ

В настоящем дипломном проекте освящены вопросы проектирования ветровой станции ВЭС - 22 МВт.

Дипломный проект состоит из четырёх частей, охватывающих теоретический материал и расчеты. Объём дипломного проекта - 213 страниц; 50 рисунок; 43 таблицы; 31 источника информации.

В общей части дипломного проекта разработано расширение электрической части ветровой электростанции ВЭС - 22 МВт. Произведён выбор силового оборудования и выбор главной схемы электрических соединений. Расчёт токов короткого замыкания, на основании которого произведён выбор коммутационных аппаратов и токоведущих частей.

Рассчитана релейная защита силового трансформатора.

В специальной части рассмотрены технические мероприятия по эксплуатации вакуумных выключателей. Произведён выбор вакуумных выключателей и ограничителей перенапряжения в цепи 6 кВ.

В главе “Разработка вопросов обеспечения безопасности жизнедеятельности” выявлены вредные производственные факторы: акустическое воздействие (шум, инфразвук), влияние на линии связи (электромагнитное излучение, помехи теле- и радиосвязи), влияние на флору и фауну, наличие высокого напряжения, электромагнитные поля большой напряженности. Проанализированы факторы воздействия на окружающую среду, по результатам анализа приняты решения по обеспечению безопасности труда. Рассмотрен вопрос обеспечения микроклимата на рабочем месте диспетчера станции. В результате расчётов установлено, что необходима установка кондиционеров на месте работы диспетчера. Рассчитано искусственного освещения помещения ГЩУ станции. Выполнен расчет заземления ОРУ - 110 кВ. Предложены технические меры пожарной безопасности при проведении огневых работ на объектах станции и при пожаре; описана защита населения и территории в чрезвычайных ситуациях.

В главе “Экономика и организация производства” определены капиталовложения для сооружения ВЭС. Представлены технико-экономические показатели станции. Рассчитаны энергетические показатели ВЭУ и ВЭС в целом. Определена годовая выработка электроэнергии ВЭС. Рассчитаны экономические показатели ВЭС. Описаны штат предприятия и экономическая эффективность ВЭС.

содержание

ВВЕДЕНИЕ

Глава первая. РАСШИРЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ВЭС

1.1 Характеристика ОАО Калмэнерго

1.2 Мировая ветроэнергитика, перспективы её развития

1.3 Возможность использования ВЭС в ОАО Калмэнерго

1.3.1 Роль ВЭС в энергосистеме

1.3.2 Компоновка электростанции

1.4 Технические данные ВЭУ “Радуга 1”

1.5 Выбор главной схемы электрических соединений ВЭС - 22 МВт и повышающих трансформаторов

1.5.1 Выбор генераторов, распределение их по напряжениям

1.5.2 Расчёт перетоков мощности

1.5.3 Выбор силовых трансформаторов

1.5.4 Выбор схем коммутации РУ

1.6 Расчёт токов короткого замыкания в схеме ВЭС

1.6.1 Расчёт параметров элементов схем замещения

1.6.2 Расчёт трёхфазного КЗ

1.6.2.1 Расчёт при КЗ в точке К1

1.6.2.2 Расчёт при КЗ в точке К2

1.6.3 Расчёт однофазного КЗ в точке К1

1.6.4 Расчёт двухфазного КЗ в точке К2

1.6.5 Расчёт ТКЗ на ЭВМ

1.6.5.1 Расчёт трёхфазного КЗ в точке К1

1.6.5.2 Расчёт трёхфазного КЗ в точке К2

1.6.5.3 Расчёт однофазного КЗ в точке К1

1.6.5.4 Расчёт двухфазного КЗ в точке К2

1.7 Выбор электрических аппаратов

1.7.1 Выбор оборудования РУ 110 кВ

1.7.1.1 Выбор выключателя Q4

1.7.1.2 Выбор разъединителя QS4 в цепи линии W1

1.7.1.3 Выбор трансформаторов тока (ТА) в цепи линии W1

1.7.1.4 Выбор трансформатора напряжения (ТV) в ОРУ 110 кВ

1.7.2 Выбор оборудования ГРУ

1.7.2.1 Выбор трансформаторов тока (ТА)

1.7.2.2 Выбор трансформатора напряжения (ТV)

1.8 Выбор токоведущих частей

1.8.1 Выбор токоведущих частей РУ 110 кВ

1.8.1.1 Выбор проводов сборных шин РУ 110 кВ

1.8.1.2 Проверка сборных шин РУ 110 кВ

1.8.1.3 Выбор ошиновки линии 110 кВ

1.8.2 Выбор токоведущих частей 6 кВ

1.8.2.1 Выбор и проверка силовых кабелей в цепи генератора

1.8.2.2 Выбор проводов сборных шин ЗРУ 6 кВ

1.8.2.3 Проверка сборных шин ЗРУ 6 кВ

1.8.2.4 Выбор и проверка гибких токопроводов для установки в цепи трансформатора

1.9 Защита силового трансформатора

1.9.1 Защиты трансформаторов

1.9.2 Исходные данные к расчёту защит

1.9.3 Продольная дифференциальная токовая защита с реле типа ДЗТ-11

1.9.3.1 Основные условия выбора типа защит

1.9.3.2 Предварительный расчёт защиты

1.9.3.3 Расчёт уставок реле ДЗТ-11

1.9.4 Максимальная токовая защита

1.9.4.1 Особенности выполнения защиты

1.9.4.2 Расчёт уставок срабатывания максимальной токовой защиты

1.10 Выводы

Глава вторая. ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ВАКУУМНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ

2.1 Выбор вакуумных выключателей для установки в цепях 6 кВ

2.1.1 Достоинства и недостатки вакуумных выключателей

2.1.2 Выбор выключателя Q8

2.2 Анализ коммутационных перенапряжений

2.2.1 Перенапряжения и защита от них

2.2.2 Потеря вакуума

2.2.3 Программа испытания выключателя

2.2.4 Результаты испытаний

2.3 Выбор ограничителей перенапряжения в цепи 6 кВ

2.3.1 Выбор ограничителей перенапряжений

2.3.2 Выбор по наибольшему допустимому напряжению

2.3.3 Выбор по воздействию временного повышения напряжения

2.3.4 Выбор по допустимой энергоёмкости ОПН

2.3.5 Выбор по координационному интервалу ограничения грозовых перенапряжений

2.3.6 Выбор по координационному интервалу ограничения внутренних перенапряжений

2.4 Выводы

Глава третья. РАЗРАБОТКА ВОПРОСОВ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

3.1 Социальное значение вопросов безопасности жизнедеятельности на ВЭС

3.2 Идентификация негативных факторов

3.3 Оценка воздействия негативных факторов

3.3.1 Гигиеническая оценка ВЭС как источников шума и инфразвуков

3.3.2 Акустическое воздействие, шум

3.3.3 Электромагнитное излучение и помехи телевизионной радиосвязи

3.4 Технические и организационные меры по снижению негативных факторов

3.4.1 Обеспечение микроклимата на рабочем месте диспетчера станции

3.4.1.1 Характеристика работ по категории тяжести на рабочем месте диспетчера станции

3.4.1.2 Нормирование микроклимата

3.4.1.3 Расчёт расхода и температуры приточного воздуха при кондиционировании

3.4.2 Производственное освещение

3.4.2.1 Системы и виды производственного освещения

3.4.2.2 Расчёт искусственного освещения помещения ГЩУ

3.4.3 Заземление ОРУ 110 кВ

3.5 Меры пожарной безопасности при проведении огневых работ на объектах станции и при пожаре

3.6 Защита населения и территории в чрезвычайных ситуациях

3.7 Выводы

Глава четвертая. РАЗРАБОТКА ВОПРОСОВ ЭКОНОМИКИ И ОРГАНИЗАЦИИ ПРОИЗВОДСТВА

4.1 Капиталовложения

4.2 Технико-экономические показатели

4.3 Энергетические показатели

4.3.1 Методика расчёта

4.3.2 Годовая выработка электроэнергии

4.3.3 Сезонная выработка электроэнергии

4.3.4 Месячная выработка электроэнергии

4.3.5 Суточная выработка электроэнергии

4.3.6 Выработка электроэнергии по направлениям

4.4 Экономические показатели

4.5 Организация производства

4.6 Экономическая эффективность ВЭС

4.7 Выводы

Заключение

Список литературы

Приложения

ВВЕДЕНИЕ

Энергетика является определяющей отраслью для развития экономики России, без её развития прогресс в стране не возможен.

В энергетическом балансе России основное место занимает теплоэнергетика, на долю которой приходится около 40 % топлива, добываемого в стране. Доля электроэнергетики в топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) страны составляет 25 %.

Особый интерес для отдельных регионов представляет использование возобновляемых источников энергии, например, использование ветра. Доля ветроэнергетики в ТЭБ России не может составить более 1-2 % даже при интенсивном её развитии. Эта энергетика как автономная несомненно перспективна.

Чтобы увеличить валовой выпуск продукции при максимальном использовании всех видов экономии энергии, необходимо увеличить производство электроэнергии.

Энергетика России многие годы строилась на использовании органических топлив с превращением тепла в электрическую энергию с помощью паровых турбин. Но на данный момент эта технология, да и сам уровень совершенствования этих установок, отстали от мировых и это отставание необходимо срочно преодолеть.

Прирост энергетических мощностей России должен осуществляться, главным образом, за счет производства электроэнергии на основе использования органических топлив.

Сегодня в ТЭБ России 150 ГВт мощности производится на органическом топливе. Производство электроэнергии в 2000 году в целом по России составило 878 млрд. кВт ч. Объем экспорта электроэнергии из ЕЭС России в 2000 году составил 13 млрд. кВт ч. Установленная мощность всех ЭС России и структура генерирующих мощностей составила 212,8 млн. кВт.

В 2000 году установленная мощность ЭС ЕЭС России составила 199,2 млн. кВт или 93 % от установленной мощности ЭС РФ.

Усложняя схемы установки, тем самым увеличивая КПД за счет комбинации циклов, обычно выигрывают в топливе , но проигрывают в капитальных затратах. Поэтому в погоне за минимальной стоимостью электроэнергии в окупаемости электроустановок всегда должен быть оптимум, который существенно зависит от цены на топливо и цены на создание сложной установки. Для России, где топливо дешевле, чем в мире, погоню за сложными установками с очень высоким КПД считают неоправданной. В сегодняшней ситуации Россия не может себе позволить чрезвычайно больших затрат на создание сложных установок.

За последние 10 лет всего было введено на ЭС России 13,3 млн. кВт генерирующих мощностей. В производственной области нарастает процесс физического и морального старения генерирующего и электросетевого оборудования. Снижение вводов генерирующих мощностей и низкие темпы технического перевооружения приводят к накоплению объемов устаревшего оборудования.

Основная электрическая сеть объеденных энергосистем ЕЭС России сформирована с использованием двух систем номинальных напряжений. На большей части территории используется система напряжений

220 - 500 кВ. В ОЭС Северо-Запада, западных районов ОЭС центра и частично в ОЭС Северного Кавказа - 330 - 750 кВ.

Электрические сети, эксплуатируемые в настоящее время, в основном обеспечивают электроснабжение потребителей, выдачу мощности ЭС, перетоки мощности и энергии между отдельными объединениями.

По состоянию на 2001 год общая протяженность электрических сетей России напряжением 110 кВ и выше составило более 449 тыс. км, суммарная мощность установленных трансформаторов на подстанциях - 569 млн. кВА.

Одной из наиболее актуальных задач в перспективе является техническое перевооружение существующих ЭС; продление срока службы энергетического оборудования, которое либо его выработало, либо находится на гране выработки. В последние годы в условиях финансового кризиса происходит постоянное нарастание объемов оборудования, выработавшего свой парковой ресурс, что приводит к недостаточной эффективности процесса производства электроэнергии и к снижению надежности электроснабжения потребителей.

Необходима модернизация энергетики.

Перспективное развитие основной электрической сети ЕЭС России должно быть направленно на обеспечение ее устойчивого и надежного функционирования в условиях создания рынка мощности и электроэнергии. С целью устранения технических ограничений, сдерживающих развитие конкурентной среды на рынке, особое внимание уделяется развитию системообразующих электрических сетей, повышению их разветвленности и пропускной способности и реконструкции.

Развитие электроэнергетики в перспективе будет определяться темпами роста экономики страны, осуществлением структурных реформ в отрасли, направленных на создание конкурентных рыночных отношений, что обеспечит повышение эффективности и инвестиционной привлекательности энергетики.

Глава первая. РАСШИРЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ВЭС

1.1 Характеристика ОАО Калмэнерго

13 апреля 2004 года исполнится 40 лет со дня создания электроэнергетической системы Республики Калмыкия.

Первые автономные, маломощные дизельные электростанции появились на территории республики в 20-е годы. К 1939 году их насчитывалось 23, к началу 60-х годов - около 340. Владельцами их в основном были богатые колхозы и совхозы. Основным предназначением электростанций было обеспечение электроэнергией внутрихозяйственных нужд и работой в течение 3 - 5 часов в сутки. До начала 60-х годов абсолютное большинство жителей республики электроэнергией не пользовались.

Электроэнергия на территорию республики Калмыкия была подана от Ростовской энергосистемы в 1962 году с вводом в строй линий электропередачи 110 кВ Ремонтное - Элиста и подстанции 110/35/10 кВ Элиста - Западная мощностью 7,5 МВА, а также в этом же году от Волгоградской энергосистемы с вводом в строй ЛЭП - 35 кВ Малые Чепурники - Садовое и подстанции 35/10 кВ мощностью 1 МВА в райцентре Садовое. Только с 1960 по 1977 годы было построено ЛЭП протяжённостью 11000 км. Из них более 1700 км - напряжением 35 кВ и выше.

В 1969 году г. Элиста получил резервное питание от Ставропольской энергосистемы по ВЛ - 110 кВ “Дивное - Элиста”, что дало возможность расширить объём работ по электрификации сельского хозяйства. Из года в год росли капиталовложения в развитие электроэнергетики.

В феврале 1993 года на базе производственного объединения энергетики и электрификации Республики Калмыкия Калмэнерго организовано АО Калмэнерго.

В “Калмэнерго” входят 7 предприятий: 4 электросетевых предприятия, которые обслуживают 126 подстанций напряжением 35 кВ и выше и 24702 км линий электропередачи; производственно-ремонтное предприятие; предприятие “Энергонадзор”; дирекция строящихся электростанций.

Производственное объединение энергетики и электрификации “Калмэнерго” входит в состав ОЭС Северного Кавказа. Обслуживает потребителей республики.

В настоящее время “Калмэнерго” имеет незначительную собственную выработку за счёт ветровой электростанции и в основном получает электроэнергию из Ростовской и Ставропольской энергосистем, входящих в ОЭС Северного Кавказа, а также из Астраханской и Волгоградской энергосистем ОЭС Центра. Поэтому с 1992 года начато строительство собственных электростанций:

Элистинской парогазовой станции общей мощностью 320 МВт электрической и 160 Гкал тепловой мощности. Ввод в эксплуатацию 4-х блоков ПГУ-80 Элистинской ПГЭС мощностью 320 МВт при годовой выработке энергии 1477 млн. кВт час позволит удовлетворить потребность республики в электроэнергии, энергосистема самосбалансируется, что очень важно для экономической самостоятельности региона.

Калмыцкой ветровой электрической станции общей мощностью 22 МВт. В условиях энергетического кризиса растёт цена на органическое топливо, а республика Калмыкия обладает очень высоким ветропотенциалом, особенно район “Чёрные земли”. Оценивая перспективу на 10 - 15 лет возможна значительная рентабельность ветровых установок. Их можно монтировать по Ергенинской возвышенности, на “Чёрных землях”, в акватории Каспийского моря.

Планируется строительство солнечно-топливной парогазовой электростанции в г. Городовиковске мощностью 2,5 МВт.

Передача электроэнергии между производственными объединениями и центрам нагрузок производится по линиям электропередачи напряжением 220, 110 кВ.

Передача электроэнергии потребителям сельского хозяйства осуществляется по линиям электропередачи 110, 35 кВ. Сети 110 и 35 кВ в основном резервированы.

Годовой максимум нагрузки “Калмэнерго” составил 127 МВт.

Протяжённость ВЛ электропередачи, находящихся на балансе “Калмэнерго” по трассе 23055,85 км, по цепям 23280,78 км.

ВЛ 220кВ - 300,72 км

ВЛ 110кВ - 2002,74 км

ВЛ 35кВ - 2188,02 км

ВЛ 10кВ - 14475,86 км

ВЛ 0,4кВ - 4090,51 км

1.2 Мировая ветроэнергитика, перспективы её развития

Ограниченность мировых запасов топлива и энергии, неравномерность их распределения по планете, ухудшение экологической ситуации всё острее ставят вопрос о всемирном использовании нетрадиционных экологически чистых энерготехнологий и использования возобновляемых энергоресурсов.

Из таких энергоресурсов наиболее распространённым и доступным является ветер. Эксплуатация ветроустановок не требует топлива и воды, они могут быть полностью автоматизированы, отчуждаемая территория минимальна и по расчётам составляет 3-5 м2/кВт установленной мощности. Эти установки - практичны полностью заводской готовности, и дл их монтажа требуется минимальное время (фундамент и подключение к сети). Вот почему ветроэнергетика бурно развивается.

В настоящее время в мире установлены и находятся в эксплуатации ветроэнергетические установки (ВЭУ) суммарной мощностью более 25000 МВт.

Установленная мощность ветроэнергетических установок, действующих в странах мира, к началу 2001 года составляла 18710 МВт.

Рынок ВЭУ в настоящее время является одним из наиболее быстроразвивающихся рынков, его рост превышает 20% в год.

Ведущими производителями ВЭУ в мире в настоящее время являются фирмы Германии, Дании, Испании. На рынке ВЭУ существует острая конкуренция, между ведущими фирмами и в последние годы некоторые крупные производители ВЭУ разорились и появились новые.

В настоящее время ведущие производители ВЭУ (Vestas, Bonus, Enercon, NEG, Micon, Gamesa, Nordex) производят коммерческие установки единичной мощностью более 500 кВт, т.е. 1000, 1500, 2000 кВт.

Рынок в основном обеспечивается установками шести-восьми крупных фирм, а количество мелких производителей ВЭУ сокращается.

За последние 20 лет изменялись основные характеристики ВЭУ: мощность, размеры лопастной системы (радиус ветроколеса) и высоты башни.

По мнению специалистов Германии, Дании, США стоимость электроэнергии, вырабатываемой ВЭУ, в ближайшие годы может быть снижена до 2 центов за кВтч.

Крупные фирмы сегодня проводят очень гибкую политику, выпуская ВЭУ для различных условий и требований заказчика.

На конец I квартала текущего года в Германии установленная мощность ВЭУ составила 8754 МВт, в США - 4258 МВт, в Испании - 3337 МВт, в Дании - 2500 МВт, в Индии 1500 МВт.

По мнению экспертов в следующие 5 лет мощность действующих в мире ВЭУ должна утроиться и достичь 75060 МВт.

В Евросоюзе доля не традиционных возобновляемых энергоисточников (НВИЭ) должна к 2010 году возрасти на 22 %, в основном за счёт ветроэнергетики.

Уже сейчас в Дании на НВИЭ производится почти 20 % электроэнергии, в том числе на ВЭУ - 15 %.

Задачу довести эту долю до 10 % к 2010 году ставят Германия, Испания, Англия.

Особенно быстро ветроэнергетика развивается в Германии. В июне текущего года общая установленная мощность ВЭУ в Германии должна превысить 10000 МВт. Предполагается, что к 2001году общая мощность ВЭУ может достичь 25000 МВт

До 1998 года ветроэнергетике в Германии не уделяли серьезного внимания. Ситуация резко изменилась в 1999 году, когда в стране было введено больше 1500МВт. За 2001 год ввод мощности составил 2659 МВт.

В настоящее время в стране работают около 12000 ВЭУ, которые в средний по ветровым условиям в год производят 3,5% электроэнергии.

Плановые задания по вводу в эксплуатацию ВЭУ имеют все федеральные земли.

По данным Федерального союза ветроэнергетики, насчитывающего более 12000 тысяч человек, наиболее успешно ветроустановки внедряются в Северных землях, расположенных на побережье Северного и Балтийских морей и горных регионах, т.е. там где наилучшие ветровые условия.

Дания бесспорно является одной из ведущих стран мира в области ветроэнергетики.

Недостаток ресурсов органического топлива и особенно энергетический кризис середины 70-х годов ХХ века вызвали в стране бум ветроэнергетики. Дания является крупнейшим экспортёром ветроэнергетической техники.

В Дании насчитывается около 6000 ВЭУ со средней мощностью более 400 кВт. В последние годы в связи с необходимостью повышения эффективности ВЭУ, недостатком земли в стране, во-первых, происходит замена ВЭУ мощностью до 250, 300 и даже 500-600 кВт, находящихся в эксплуатации по 8-10 лет, на новые ВЭУ мощностью до 750 кВт; во-вторых, крупные ВЭУ и ВЭС размещаются в море, в прибрежной зоне.

В связи с этим Дания экспортирует в соседние страны, в частности и в Россию, ВЭУ, бывшие в употреблении. Цена на такие установки в 2-3 раза ниже стоимости новых ВЭУ. Но они достаточно надёжны могут работать ещё 15-16 лет.

Строительство ВЭС в акватории прибрежной зоны позволяет увеличить выработку электроэнергии, не отчуждать дорогую землю, уменьшив вредное воздействие на окружающую среду.

Морские ВЭС в ряде стран (Дании, Голландии, Швеции, Англии) становятся новым направлением развития ветроэнергетики.

Строительство ВЭС ведётся на западном побережье фирмами Vestas и на восточном побережье и в северной части страны фирмами Bonus и NEG Micon.

Из других стран полезно отметить Испанию и США.

В течение последних 5-8 лет в США не принималось серьёзных шагов по развитию ветроэнергетики. Ежегодные вводы новых мощностей не превышали 30-500 МВт, однако, в 2000 году было принято решение о резком увеличении темпов развития ветроэнергетики и доведения установленной мощности ВЭУ до 80000 МВт к 2020 году.

По-видимому, в связи с этим США в 2001 году приобрели крупнейшую немецкую ветроэнергетическую компанию Tacke и сегодня является крупным экспортёром ветротехники, предлагая её поставки и в Россию.

США также проводят замену парка ВЭУ, смонтированных в 80 - 90-х годах, предлагая демонтированные ВЭУ на российский Дальний Восток.

Испания наряду с Индией в последние годы является крупнейшим покупателем и производителем ветроэнергетической техники, хотя в этих странах освоено лицензионное производство современных ВЭУ. Ежегодные вводы новых ветроэнергомощностей в этих странах достигли 900 МВт.

Испанская фирма Gamesa, является крупнейшим производителем ВЭУ мощностью до 1000 кВт.

Строительство ВЭС ведётся как прибрежных, так и в горных районах страны.

Испания закупает автономные и ветродизельные установки для “островного” энергоснабжения.

Развитие ветроэнергетики в Испании, Китае, Монголии, странах Латинской Америки, Африки, осуществляется путём создания совместных предприятий с ведущими фирмами Германии, Дании, в основном на базе производства ВЭУ средних мощностей: 150, 250, 300, 500, 600 кВт.

Такой путь развития ветроэнергетики мог бы быть подходящим и для России. Необходимо только учитывать, что практически все производимые в настоящее время за рубежом ВЭУ не рассчитывались на эксплуатацию в климатических условиях, характерных для большей части территории России, а именно для работы при диапазоне температур окружающего воздуха от +40 до -40 (50)оС.

В числе стран, с которыми сравнивают Россию, часто называют Канаду. Однако при этом надо иметь в виду, что если, например в Монреале и Ванкувере среднегодовая температура окружающего воздуха 9-12 оС, то в Москве составляет 3-4 оС.

1.3 Возможность использования ВЭС в ОАО Калмэнерго

1.3.1 Роль ВЭС в энергосистеме

Суммарная установленная мощность ВЭС составляет 22 МВт. ВЭС формируется из ветроустановок мощностью 1000 кВт. Режим работы по наличию ветра. Годовое число использования установленной мощности - 2000-3000.

В видимой перспективе кроме рассматриваемой ВЭС возможно появление и других объектов малой энергетики на базе низкопотенциального тепла термальных вод, солнечной энергии и тепловой электростанции с парогазовыми установками порядка 50 МВт.

Учитывая специфику Калмыцкой энергосистемы - малая плотность электрических нагрузок, большая протяженность электрических сетей, можно предположить, что малая энергетика в т.ч. рассматриваемая ВЭС здесь может стать достаточно эффективным и экономичным, направленном развития энергосистемы.

В балансе мощности и электроэнергии покрытие нагрузок Калмыцкой энергосистемы предусматривается осуществлять за счет получения мощности по связям с Ростовской, Астраханской, Ставропольской и Дагестанской энергосистемами.

В приведенном балансе мощности темпы роста электропотребления и максимальной нагрузки энергосистемы приняты на основании проработок, выполненных Южным отделением ЭСП при уточнении схемы развития ОЭС Северного Кавказа на период до 1995 года и перспективу до 2005 года. Они значительно ниже темпов роста, принятых при разработке “Схемы развития Калмыцкого энергорайона Ростовской энергосистемы до 1995 года”, что объясняется, в основном, снижением перспективных нагрузок орошения в Калмыцкой АССР и исключения нагрузок внешнего электроснабжения канала Волга-Чограй и орошения на его базе.

В электробалансе мощности и электроэнергии, выполненном Южным отделением энергосетьпроекта, рассматриваемая ВЭС учитывается как источник покрытия мощности и выработки электроэнергии. Однако, по мнению Куйбышевгидропроекта, ветроэлектростанция не может участвовать в суточном регулировании, так как не является гарантированным источником мощности. Электроэнергия, вырабатываемая на ВЭС должна приниматься энергосистемой в любое время, так как ограничение располагаемой мощности ВЭС приводит к резкому ухудшению ее технико-экономических показателей. При этом ВЭС воспринимается энергосистемой как крупный потребитель с обратным знаком по мощности, а случайные колебания по мощности ВЭС компенсируются регуляторами турбин ГЭС и ТЭЦ. Такая система энергетической поддержки позволит энергосистеме работать более эффективно, уменьшить расход воды на ГЭС, экономить органическое топливо на ТЭЦ и уменьшить потери электроэнергии в сети.

За счет пульсаций ветрового потока, а следовательно выходной активной и реактивной мощности ВЭС, возможны колебания напряжения на приемных подстанциях в районе расположения ВЭС, так как этот район характеризуется относительно слабым развитием электрических сетей, что, видимо, потребует для исправления этого, установки на ВЭС специальных устройств компенсации реактивной мощности с автоматическим регулированием уровня напряжения на шинах ВЭС и обеспечения требуемого качества электроэнергии.

При наличии на ВЭС ВЭУ с синхронными генераторами в условиях слабых связей с системой возможно возникновение синхронных качаний в прилегающей сети. Эти качания могут быть отлажены за счет применения на генераторах ВЭУ АРВ сильного действия, усиления линий связи с системой, или отказа от применения ВЭУ с синхронными генераторами в пользу ВЭУ с генераторами других типов. Однако этот вопрос требует проведения специальных исследований на модели энергосистемы, а также в реальных условиях опытной ВЭС.

Применение на ВЭС ВЭУ с преобразователями частоты может неблагоприятно воздействовать на потребителей ближайших подстанций путем искажения синусоидальности кривой напряжения, причем, гармонический состав и амплитуды высших гармонических составляющих меняются при пульсациях ветра и изменениях режимов работы ВЭС.

Установка на ВЭУ с преобразователями частоты фильтрокомпенсирующих устройств уменьшает коэффициент нелинейных искажений, однако, для опытных ВЭС все же возможно некоторая несинусоидальность напряжения.

1.3.2 Компоновка электростанции

Площадка расположена на Ергенинской возвышенности в 20 км от Республики Калмыкия - г. Элисты.

Площадка Калмыцкой ВЭС расположена на площади 59 га в 3,3 км юго-западнее с. Хар-Булук и 17 км к западу от г. Элисты.

Особенности компоновки с конфигурацией границ площадки и преобладающим направлением ветров.

В основу компоновок положены ветроэнергетические установки “Радуга - 1” мощностью 1000 кВт.

При близком расположении установок возможно их взаимное ветровое затенение с потерей выработки, при больших удалениях ВЭУ друг от друга увеличивается занимаемая площадь станции, удлиняются и удорожаются коммуникации. С учётом зарубежных аналогов и рекомендаций МКБ “Радуга” вдоль преобладающего направления ветров (восточное и западное) расстояние между агрегатами приняты равными десяти диаметрам ветроколеса, а в перпендикулярном направлении - пяти диаметрам.

Площадка ВЭС расположена вблизи населённых пунктов, характеризуется достаточно спокойным рельефом местности и компактным участком.

Выезды на ВЭС осуществляются с автодорог с твёрдым покрытием. Чёткая транспортная схема предусматривает связь каждой ветроустановки с соседней и комплексом управления и обслуживания станции. Все обслуживающие здания и сооружения сблокированы между собой и образуют функциональный и композиционный центр ВЭС.

Объединение всех этих зданий в крупный комплекс управления и обслуживания позволяет сократить протяжённость инженерных сетей и коммуникаций, кубатуру зданий, площадь наружных стен и остекления, а следовательно и теплопотерь.

Район размещения находится преимущественно под влиянием юго-западной периферии антициклона, который обуславливает континентальность климата - холодная зима, жаркое лето, короткие переходные периоды (весна, осень), большая амплитуда колебаний температуры воздуха, небольшое количество осадков.

Такое расположение антициклона обуславливает большую повторяемость ветров восточного направления, иногда сильных со скоростями 15 - 20 м/с и более. Обильные осадки бывают редко.

Среднегодовая скорость ветра за период наблюдения с 1965 по 1982 годы составил 6,1 м/с. В годовом ходе максимальные скорости ветра приходятся на холодный период, а наименьшие - на летние месяцы.

Преобладающим направлением ветра является восточные (24%) и западные (17%). Повторяемость южного и северного направлений не превышает 6 %.

Наибольшее число дней с сильным ветром более 15 м/с приходится на апрель месяц и составляет 8,8 м/с, наименьшее - на июль - 3,7 м/с. Число дней со скоростью ветра 5 м/с и более составляет около 300 дней в году.

На высоте флюгера (36 м) повторяемость энергетических ветров составляет около 71 %, т.е. более 6200 часов.

Максимальные скорости ветра на высоте ветроэнергетических установок повторяемость 1 раз в 50 лет могут достигать до 43 м/с, а порывы - до 52 м/с.

Нормативная глубина сезонного промерзания составляет 0,8 - 0,9 м, по сейсмическим условиям район относится к 8-ми бальной зоне.

1.4 Технические данные ВЭУ “Радуга 1”

Ветроэнергетические установки “Радуга - 1” предназначены:

для выработки электрической энергии при работе в составе ветроэнергетических станций или самостоятельно на объединенные энергосистемы или отдельные энергоузлы;

автономной работы на нагрузку или параллельной работы с другими ВЭУ в составе ветроэлектрических станций без связи с энергосистемой.

Ветроэнергетические установки оборудованы системами, которые обеспечивают удобную, эффективную и безопасную эксплуатацию.

ВЭУ - пропеллерного типа с горизонтальной осью вращения, с трёхлопастным ветровым колесом, снабжённым полноповоротными лопастями.

Таблица 1.4.1 - Энергетические характеристики

Н а и м е н о в а н и е	Ед. изм.	Значение
Мощность на валу ветроколеса	кВт	1200-1300
Мощность генератора	кВт	1000
Рабочий диапазон скорости ветра	м/с	5 - 25
Расчётная по мощности скорость ветра	м/с	12 - 15
Расчётная буревая скорость ветра	м/с	60,0
Частота вращения ветроколеса	об/мин	21 - 42
Расчётная выработка эллектроэнергии за год	млн.кВт.ч	2,6

В качестве генератора используется асинхронный генератор с питанием ротора от тиристорного преобразователя частоты.

Таблица 1.4.2 - Электротехнические характеристики

Н а и м е н о в а н и е	Ед. изм.	Значение
Выходное напряжение	В	6000
Частота вращения	об/мин	650 - 1300
Частота напряжения сети	Гц	50
Количество фаз		3
Коэффициент мощности		0,85
КПД	%	92

Таблица 1.4.3 - Геометрические характеристики

Н а и м е н о в а н и е	Ед. изм.	Значение
Диаметр ветроколеса	м	48
Высота до оси вращения ветроколеса	м	38
Угол наклона оси вращения	град	5
Угол поворота гондолы	град	300
Диаметр башни в основании сверху	м м	3,8 2,5
Газмеры гондолы ширина высота длина	м м м	3,25 3,5 8,65

Таблица 1.4.4 - Массовые характеристики

Н а и м е н о в а н и е	Ед. изм.	Значение
ВЭУ в целом	т	115-120
Гондола без лопастей	т	37
Лопасть	т	3,5
Башня	т	60

Таблица 1.4.5 - Эксплуатационные характеристики

Н а и м е н о в а н и е	Ед. изм.	Значение
Срок службы основных узлов	лет	25
Срок службы между капитальными ремонтами	лет	5
Гарантийный период эксплуатации	лет	5
Относительная влажность воздуха	%	до 98
Атмосферное давление	Па	106665-93000
Диапазон температур воздуха	град	-50…+40
Сейсмоустойчивость	баллов	8

Конструктивное исполнение ВЭУ представлено на рисунке 1.4.1.



Рисунок 1.4.1 - Ветроэнергетическая установка “Радуга - 1”

1 - обтекатель; 2 - ступица ветроколеса; 3 - блок системы измерения параметров ветра; 4 - вал тихоходный; 5 - механизм поворота лопастей; 6 - гондола; 7 - мультипликатор; 8 - токосъёмник; 9 - вал соединительный; 10 - компенсационно-предохранительная муфта; 11 - заградительные огни; 12 - изолирующая перегородка; 13 - жалюзи поступления воздуха в гондолу; 14 - генератор асинхронизированный; 15 - крановое устройство; 16 - блоки системы управления; 17 - блоки электрооборудования; 18 - электронагреватель; 19 - платформа откидная; 20 - грузовой люк, 21 - блок системы управления опорно-поворотного устройства; 22 - кожух и воздуховод отвода воздуха от генератора; 23 - огнетушитель; 24 - модули привода опорно - поворотного устройства; 25 - гидропульт; 26 - тормоз; 27 - заправочные трубопроводы и рукава; 28 - лестница; 29 - устройство подвески кабеля; 30 - электрогидравлический стопор; 32 - башня; 32 - пневмогидроаккумуляторы; 33 - насосный агрегат; 34 - стопор стояночный; 35 - масляный бак; 36 - баллоны аварийного флюгирования лопастей; 37 - тормоз; 38 - лопасть.

1.5 Выбор главной схемы электрических соединений ВЭС - 22МВт и повышающих трансформаторов

1.5.1 Выбор генераторов, распределение их по напряжениям

Принимаем к установке 22 генератора типа АГВ 500 S6 У3.

Их основные характеристики [12, с.106]:

Uн G = 6,3 кВ - напряжение генератора;

Pн G = 1 МВт - активная мощность генератора;

Iн G = 83 А - ток статора генератора;

Iнf G = 453 А - ток ротора генератора;

cos н G= 0,85;

nн G= 1300 об/мин;

х1 G = 5,47 Ом - индуктивное сопротивление статора генератора;

х2 G = 5,65 Ом - индуктивное сопротивление ротора генератора;

хad G = 136,05 Ом - сопротивление рассеяния генератора;

r1 G = 0,597 Ом - активное сопротивление статора генератора;

r2 G = 0,66 Ом - активное сопротивление ротора генератора.

Целесообразным вариантом структурной схемы ВЭС является схема представленная на рисунке 1.5.1.



Рисунок 1.5.1. - Структурная схема ВЭС

1.5.2 Расчёт перетоков мощности

Полная мощность генератора, МВА:

Расход мощности на собственные нужды, МВА

Генерируемая мощность на шинах РУ ВН, МВА:

Максимальная мощность потребителей на высшем напряжении, МВА:

Переток мощности в нормально-максимальном режиме в систему, МВА:

Минимальная мощность потребителей на высшем напряжении, МВА:

Переток мощности в нормально-минимальном режиме в систему, МВА:

Генерируемая мощность на шинах РУ-ВН при аварийном отключении трансформатора Т2, МВА:

Переток мощности в аварийно-минимальном режиме в систему, МВА:

Переток мощности в аварийно-минимальном режиме в систему, МВА:



Результаты расчётов приведены в таблице 1.5.1.

Таблица 1.5.1 - Сводная таблица

Р е ж и м	Sпер, МВА
1. Нормально-максимальный 2. Нормально-минимальный 3. Аварийно-максимальный 4. Аварийно- минимальный	15,622 19,343 15,622 19,343

Вывод: на основании данных таблицы 1.5.2 видно, что станция во всех режимах не только питает нагрузку местного промышленного района, но и выдаёт мощность в систему. При аварийном отключении трансформатора Т2, переток мощности через Т1 составляет 25,56 МВА.

1.5.3 Выбор силовых трансформаторов

Выбор двухобмоточных трансформаторов, работающих на шинах генераторного напряжения.

1. Sн T SнGcА

SнGcА = 11 SнG = 111,176 = 12,94 МВА;

2. Uвн T = Uн РУ ВН

Uн РУ ВН = 110 кВ;

3. Uнн T = Uн G

Uн G = 6,3 кВ.

Принимаем к установке трансформаторы типа ТД-25000/110. Их основные характеристики [1, с.146]:

Sн T = 25 МВА;

Рхх T = 18 кВт;

Ркз T = 85 кВт;

Uвн Т = 115 кВ;

Uнн T = 6,3 кВ;

Uк T = 10,5 %;

Ixx T = 0,7 %.

Выбор рабочих трансформаторов собственных нужд:

1. Sн TСН Sсн ВЭС

Sсн ВЭС = 22 Sсн G = 22 0,015 = 0,33 МВА;

2. Uвн TСН = Uнн Т

Uнн Т = 6,3 кВ;

3. Uнн TСН = 0,4.

Принимаем к установке трансформаторы типа ТСЗ-400/6. Их основные характеристики [1, с.120]:

Sн TСН = 400 кВА;

Рхх TСН = 1,3 кВт;

Ркз TСН = 5,4 кВт;

Uвн ТСН = 6,3 кВ;

Uнн TСН = 0,4 кВ;

Uк TСН = 5,5 %;

Ixx TСН = 3 %.

В качестве резервного питания устанавливаем дизельные генераторы, мощность выбирается исходя из суммарной мощности генераторов секции А.

1.5.4 Выбор схем коммутации РУ

Согласно учебникам [2, с.415-420; 3, с.365-377] для РУ 110 кВ принимаем схему с двумя рабочими (А1, А2) и обходной (А0) системами шин (рис. 1.5.4).

Согласно учебникам [2, с.402-411] для РУ 6 кВ принимаем схему с одной секционированной системой шин.

Схема коммутации представлена на рисунке 1.5.4.



Рисунок 1.5.4 - Схема коммутации

1.6 Расчёт токов короткого замыкания в схеме ВЭС

Для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей станции необходимо знать величины ТКЗ. С этой целью на основе схемы (рисунок 1.5.4) и исходной схемы участка сети (рисунок 1.6.1) составим схему замещения прямой последовательности (СЗПП), рисунок 1.6.2.

Рисунок 1.6.1 - Исходная схема участка сети

На рисунке 1.6.2 у каждого элемента в виде дроби приведены:

- в числителе значение индуктивного сопротивления СЗПП;

- в знаменателе значение активного сопротивления СЗПП;

Расчёт ТКЗ производится в относительных единицах с приближённым приведением [8].

Задаёмся следующими параметрами:

Sб = 1000 МВA;

Uб1 = 115 кВ;

Uб2 = 6,3 кВ;

Рисунок 1.6.2 - Схема замещения прямой последовательности

1.6.1 Расчёт параметров элементов схемы замещения

Схема замещения включает следующие элементы:

- генераторы:



где nGсА = 11 - количество генераторов секции А;

где nGсБ = 11 - количество генераторов секции Б;

- повышающие трансформаторы:

- линии связи с системой;

Согласно [I. c. 432-433] для линий 110 кВ:

хпог = 0,4 Ом/км;

S = 120 мм2;

Al = 32 1/Ом мм2;



где l1 = 5 км - длина линии;

где l2 = 7 км - длина линии;

где l3= 20 км - длина линии;

где l4 = 20 км - длина линии;

где l5 = 14,5 км - длина линии;

где l6 = 60 км - длина линии;

- системы [(x/r =30) - прил. 1-6 с. 51-53]:

где хнС1 = 47,7 Ом - сопротивление системы С1;

где хнС2 = 6,59 Ом - сопротивление системы С2;

где хнС3 = 47,2 Ом - сопротивление системы С3;



1.6.2 Расчёт трёхфазного КЗ

Приведём схему на рисунке 1.6.2 к схеме на рисунке 1.6.3, для которой определим значения сопротивлений:

Рисунок 1.6.3 - Схема замещения

Преобразовав звезду (рисунок 1.6.3) в треугольник, получим схему представленную на рисунке 1.6.4.



Рисунок 1.6.4 - Схема замещения

Преобразовав треугольник (рисунок 1.6.4) в звезду, получим схему представленную на рисунке 1.6.5.



Рисунок 1.6.5 - Схема замещения

Рисунок 1.6.6 - Схема замещения



Рисунок 1.6.7 - Схема замещения

1.6.2.1 Расчёт при КЗ в точке К1

Преобразовав схему на рисунке 1.6.7 к точке КЗ получим радиальную схему представленную на рисунке 1.6.8.

Рисунок 1.6.8 - Радиальная схема

Значения сопротивлений ветвей радиальной схемы (рисунок 1.6.8):



Заполнение таблицы 1.6.1 производится по формулам:

1. левой части:

- сверхпереходный ток КЗ ветви, кА:

- расчётное сопротивление ветви:

- постоянная времени ветви, с:

- ударный коэффициент:

- ударный ток КЗ ветви, кА:

2. правой части:

- момент времени расхождения контактов выключателя:

= tРЗ min + tсв = 0,01 + 0,035 = 0,045 с,

где tРЗ min = 0,01 с - минимальное время действия РЗ;

tсв = 0,035 с - собственное время отключения выключателя;

- максимальное время существования КЗ:

= tРЗ mах + tов = 0,1 + 0,06 = 0,16 с,

где tРЗ max = 0,1 с - максимальное время действия РЗ;

tов = 0,06 с - полное время отключения выключателя;

- коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ:

- апериодическая составляющая тока КЗ в момент , кА:

- периодическая составляющая тока КЗ, кА:

где t - коэффициент затухания периодической составляющей тока КЗ.

Результаты расчётов приведены в таблице 1.6.1.

Таблица 1.6.1 - Сводная таблица

Точка К1, трёхфазное КЗ, Uб = 115 кВ, Iб = 5,02 кА,
Ветвь	Sн МВА	x*б	I`` кА	xрасч	r*б	Та с	ку	iу кА
С	1427	0,663	7,568	0,947	0,031	0,068	1,864	19,947
GcБ	12,94	19,091	0,263	0,247	1,699	0,036	1,756	0,653
GcА	12,941	19,091	0,263	0,247	1,699	0,036	1,756	0,653
I			8,094					21,253

Продолжение таблицы 1.6.1

= 0,045 с, tоткл = 0,16 с
Ветвь		iа кА	1 xрасч		Iп кА	откл	Iпоткл кА
С	0,358	3,835	1,056	0,99	7,493	0,975	7,379
GcБ	0,141	0,053	4,048	0,87	0,229	0,79	0,208
GcА	0,141	0,053	4,048	0,87	0,229	0,79	0,208
I		3,94			7,95		7,795

1.6.2.2 Расчёт при КЗ в точке К2

Преобразовав схему на рисунке 1.6.7 к точке КЗ получим радиальную схему, представленную на рисунке 1.6.9.

Рисунок 1.6.9 - Радиальная схема

Значения сопротивлений ветвей радиальной схемы (рисунок 1.6.9):

Заполнение таблицы 1.6.2 производится по формулам:

1. левой части:

- сверхпереходный ток КЗ ветви, кА:

- расчётное сопротивление ветви:

- постоянная времени ветви, с:

- ударный коэффициент:

- ударный ток КЗ ветви, кА:

2. правой части:

- момент времени расхождения контактов выключателя:

= tРЗ min + tсв = 0,01 + 0,035 = 0,045 с,

где tРЗ min = 0,01 с - минимальное время действия РЗ;

tсв = 0,035 с - собственное время отключения выключателя;

- максимальное время существования КЗ:

= tРЗ mах + tов = 0,1 + 0,05 = 0,15 с,

где tРЗ max = 0,1 с - максимальное время действия РЗ;

tов = 0,05 с - полное время отключения выключателя;

- коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ:

- апериодическая составляющая тока КЗ в момент , кА:

- периодическая составляющая тока КЗ, кА:

где t - коэффициент затухания периодической составляющей тока КЗ.

Результаты расчётов приведены в таблице 1.6.2.

Таблица 1.6.2 - Сводная таблица

Точка К2, трёхфазное КЗ, Uб = 6,3 кВ, Iб = 91,643 кА,
Ветвь	Sн МВА	x*б	I`` кА	xрасч	r*б	Та с	ку	iу кА
С	1427	7,454	12,295	10,637	0,369	0,064	1,856	32,271
GcБ	12,941	214,53	0,427	2,776	20,248	0,034	1,744	1,053
GcА	12,941	12,529	7,315	0,162	1,367	0,029	1,71	17,687
I			20,036					51,012

Продолжение таблицы 1.6.2

= 0,045 с, tоткл = 0,15 с
Ветвь		iа кА	1 xрасч		Iп кА	откл	Iпоткл кА
С	0,337	5,856	0,094	1	12,295	1	12,295
GcБ	0,126	0,076	0,36	1	0,427	1	0,427
GcА	0,091	0,939	6,168	0,79	5,778	0,69	5,047
I		6,871			18,5		17,769

1.6.3 Расчёт однофазного КЗ в точке К1

Расчёт выполняется при условии х0 < х1, так как ток однофазного КЗ больше трёхфазного и является расчётным при проверке выключателей на коммутационную способность.

По рисунку 1.5.4 и рисунку 1.6.1 с учётом возможных путей циркуляции токов нулевой последовательности составим схему замещения нулевой последовательности (СЗНП), рисунок 1.6.9.

Расчёт параметров СЗНП:

Сопротивления такие же, как и на рисунке 1.6.1.

Исключение:

- сопротивления линий

rпог = 0,12 Ом/км определено по x/r =3

- сопротивления систем:

где х0С1 = 294 Ом - сопротивление нулевой последовательности С1;

где х0С2 = 53,45 Ом - сопротивление нулевой последовательности С2;

где х0С3 = 456 Ом - сопротивление нулевой последовательности С3

Рисунок 1.6.10 - Схема замещения нулевой последовательности

Определение эквивалентных сопротивлений СЗНП (рисунок 1.6.10):

Рисунок 1.6.11 - Схема замещения

Преобразовав звезду (рисунок 1.6.10) в треугольник, получим схему представленную на рисунок 1.6.11.



Рисунок 1.6.12 - Схема замещения

Преобразовав треугольник (рисунок 1.6.12) в звезду, получим схему представленную на рисунке 1.6.13.



Рисунок 1.6.13 - Схема замещения

Рисунок 1.6.14 - Схема замещения

Эквивалентное сопротивление прямой последовательности:

Эквивалентное сопротивление нулевой последовательности:

Эквивалентное сопротивление обратной последовательности:

Добавочное сопротивление при однофазном КЗ:

Составляем комплексную схему замещения (рисунок 1.6.15)

Рисунок 1.6.15 - Комплексная схема замещения

Сворачивая схему представленную на рисунке 1.6.15 к точке К1, получим радиальную схему рисунке 1.6.16.

Рисунок 1.6.16 - Радиальная схема

Значения сопротивлений ветвей радиальной схемы (рисунок 1.6.16):

Заполнение таблицы 1.6.3 по формулам:

1. левой части:

- сверхпереходный ток КЗ ветви, кА:

- расчётное сопротивление ветви:

- постоянная времени ветви, с:

2. правой части:

- момент времени расхождения контактов выключателя:

= tРЗ min + tсв = 0,01 + 0,035 = 0,045 с,

где tРЗ min = 0,01 с - минимальное время действия РЗ;

tсв = 0,035 с - собственное время отключения выключателя;

- максимальное время существования КЗ:

= tРЗ mах + tов = 0,1 + 0,06 = 0,16 с,

где tРЗ max = 0,1 с - максимальное время действия РЗ;

tов = 0,06 с - полное время отключения выключателя;

- коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ:

- апериодическая составляющая тока КЗ в момент , кА:

- периодическая составляющая тока КЗ, кА:

где t - коэффициент затухания периодической составляющей тока КЗ.

с;

кВ;

кА;

кА;

кА

Результаты расчётов приведены в таблице 1.6.3.

Таблица 1.6.3 - Сводная таблица

Точка К2, однофазное КЗ, Uб = 115 кВ, Iб = 5,02 кА,
Ветвь	Sн МВА	x*б	I``1 кА	xрасч	r*б	Та с	I``0 кА	I`` кА
С	1427	3,299	1,522	4,708	0,175	0,06	0,713	3,756
GcБ	12,94	94,957	0,053	1,229	9,624	0,031	0,457	0,563
GcА	12,941	94,957	0,053	1,229	9,624	0,031	0,457	0,563
I1			1,627
I			4,882					4,882

Продолжение таблицы 1.6.3

= 0,045 с, tоткл = 0,16 с
Ветвь	ку	iу кА		iа кА	1 xрасч		Iп кА	откл	Iпоткл кА
С	1,842	9,78	0,311	0,669	0,212	1	1,522	1	1,522
GcБ	1,842	1,467	0,108	0,008	0,814	1	0,053	1	0,053
GcА	1,842	1,467	0,108	0,008	0,814	1	0,053	1	0,053
I1				0,685			1,627		1,627
I		51,012		2,055			4,882		4,882

1.6.4 Расчёт двухфазного КЗ в точке К2

Цель расчёта (согласно правил [5]) определение теплового импульса Вк при двухфазном КЗ, так как он может оказаться большим, чем при трёхфазном КЗ.

Исходной для расчёта является таблица 1.6.2.

Порядок заполнения таблицы 1.6.4 следующий:

1. В столбцах Sн и Та записывают соответствующие значения Sнi и Таi (значения Sн и Та для каждой ветви) взятые из таблицы 1.6.2 в этой точке, x*б и xрасч удвоенные значения xiб и xiрасч, взятые из той же таблицы;

2. Определяем:

- сверхпереходные токи ПП по ветвям I1i"(2) (I1i"(2) = Iб/Xб )

- токи ПП по ветвям в соответствующие моменты времени Iпi

(Iпi = ti I1t"(2) )

- суммарные значения токов, заполнив строку I1

- периодические составляющие тока 2х ф КЗ, в разные моменты времени

(I = I1)

3. В столбцах r*б , ку , iу , It , iat проставляют прочерки.

В соответствии с изложенным заполняют таблицу 1.6.4.

Таблица 1.6.4 - Сводная таблица

Точка К2, двухфазное КЗ, Uб = 6,3 кВ, Iб = 91,643 кА,
Ветвь	Sн МВА	x*б	I`` кА	xрасч	r*б	Та с	ку	iу кА
С	1427	14,908	6,147	21,273	-	0,064	-	-
GcБ	12,94	429,05	0,214	5,552	-	0,034	-	-
GcА	12,941	25,058	3,657	0,324	-	0,029	-	-
I1			10,018
I			17,352

Продолжение таблицы 1.6.4

= 0,045 с, tmin = 0,4 с, tоткл = 4 с
Ветвь		iа кА	1 xрасч		Iп кА	min	Iпmin кА	откл	Iпоткл кА
С	-	-	0,047	1	6,147	1	6,147	1	6,147
GcБ	-	-	0,18	1	0,214	1	0,214	1	0,214
GcА	-	-	3,084	0,91	3,328	0,81	2,962	0,84	3,072
I1					9,689		9,323		9,433
I					16,782		16,148		16,338

1.6.5 Расчёт ТКЗ на ЭВМ

Рисунок 1.6.17 - Схема замещения прямой последовательности

Рисунок 1.6.18 - Схема замещения нулевой последовательности

Согласно схемы замещения прямой последовательности (рисунок 1.6.17) заполняется таблица 1.6.5.

Таблица 1.6.5 - Сводная таблица прямой последовательности

тип	пар	узел-1	узел-2	r1	x1	Е;к;В(с)	фаза	№ эл
4 0 4 0 0 0 0 4 0 4 0 0 4	0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0	0 8 0 9 1 1 2 5 2 6 3 3 7	8 1 9 1 2 3 5 0 6 0 6 7 0	1,367 0,332 1,367 0,332 0,02 0,02 0,02 0,12 0,02 0,017 0,02 0,02 0,119	12,529 6,563

Страница:

•  1 
•  2 
•  3 
•  4 

дипломная работа "Расширение электрической части с установкой ветроэнергетических установок 1 МВт. Разработка технических мероприятий по эксплуатации вакуумных выключателей" скачать

Подобные документы

• Разработка электрической части гидроэлектростанции

  Выбор генераторов и расчет перетоков мощности через трансформатор. Вычисление параметров элементов схемы замещения и токов короткого замыкания. Проверка выключателей, разъединителей, измерительных трансформаторов напряжения. Выбор проводов сборных шин.
  
  курсовая работа [3,7 M], добавлен 22.03.2012
  

• Разработка принципиальной схемы ТЭЦ 160 МВт и выбор электрооборудования

  Выбор основного оборудования электрической части ТЭЦ: генераторов, трансформаторов связи, блочного трансформатора. Расчет параметров схемы замещения, токов короткого замыкания в контрольных точках. Сопротивление обратной и нулевой последовательности.
  
  курсовая работа [999,3 K], добавлен 15.03.2012
  

• Расчёт токов симметричного и несимметричного короткого замыкания

  Выбор параметров элементов электрической системы. Расчет симметричного и несимметричного короткого замыкания в заданной точке. Определение параметров схем замещения: значение ударного тока короткого замыкания, периодическая и апериодическая составляющие.
  
  курсовая работа [736,3 K], добавлен 17.02.2013
  

• Проектирование электрической части конденсационной электрической станции

  Выбор генераторов, блочных трансформаторов и автотрансформаторов связи. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов. Выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, сечения отходящих линий, токопроводов.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 12.02.2013
  

• Техническая диагностика электрооборудования ГРЭС 1700 МВт

  Выбор турбогенераторов и распределение их по напряжениям. Расчет перетоков мощности через трансформаторы связи. Выбор силовых трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания, параметров электрической схемы замещения. Выбор электрических аппаратов.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 18.05.2016
  

• Разработка полных принципиальных схем релейной защиты ЛЭП 110 кВ и понизительного трансформатора 110 кВ

  Расчёт токов короткого замыкания в объеме, необходимом для выбора защит. Выбор коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, необходимых для выполнения релейной защиты и автоматики. Разработка полных принципиальных схем релейной защиты.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 14.12.2017
  

• Проектирование электрической части ТЭЦ при расширении ее парогазовой установкой

  Обоснование необходимости расширения электростанции, выбора площадки строительства. Разработка вариантов схем выдачи мощности и выбор основного электрооборудования станции. Выбор токов короткого замыкания, релейной защиты, автоматики и КИП электростанции.
  
  дипломная работа [4,6 M], добавлен 12.05.2015
  

• Проектирование электростанции типа ГРЭС

  Порядок и основные этапы проектирования электростанции типа ГРЭС. Критерии и обоснование выбора генераторов. Выбор схем и трансформаторов на проектируемой электростанции. Технико-экономическое сравнение вариантов схем. Расчёт токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [764,4 K], добавлен 09.04.2011
  

• Проектирование подстанции 220/110/10 кВ

  Обоснование выбора схем электрических соединений подстанции. Расчет электрических нагрузок, токов короткого замыкания. Выбор трансформатора, реактора, выключателей, жестких шин. Определение параметров схемы замещения. Расчет заземляющего устройства.
  
  курсовая работа [195,2 K], добавлен 17.05.2015
  

• Электрическая часть подстанции 110/35/10 КП-140206 Э-537

  Выбор структурной схемы и расчёт реактивной нагрузки проектируемой подстанции. Выбор мощности и типа трансформатора, схемы питания собственных нужд. Расчёт токов короткого замыкания и электрической схемы замещения. Выбор токоведущих частей для цепей.
  
  курсовая работа [453,8 K], добавлен 26.01.2014
  

Другие документы, подобные "Расширение электрической части с установкой ветроэнергетических установок 1 МВт. Разработка технических мероприятий по эксплуатации вакуумных выключателей"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам