Реферат за темою випускної роботи
Вступ
Коротке замикання є аварійним режимом роботи електричної установки, що виникають в результаті порушення ізоляції струмоведучих частин. Струм короткого замикання зазвичай у багато разів більше робочого струму і може викликати в струмоведучих частинах неприпустимі динамічні зусилля і перегрів. Крім того, при короткому замиканні можливе припинення живлення електроприймачів, що є неприпустимим в мережах власних потреб електростанції.
1. Аналіз прототипів
Головними перевагами САПР в будь–якій галузі промисловості є скорочення трудомісткості проектування, зменшення помилок в проектах і зменшення інвестицій в виконання проектних розробок. На сьогоднішній день є багато вітчизняних і зарубіжних аналогів, що дозволяють автоматизувати проектування в різних галузях. Ще в радянські роки широке поширення САПР отримали в архітектурі і будівництві, а також механічних систем в машинобудуванні, суднобудуванні і авіакосмічній промисловості. В електроенергетиці розвиток САПР було зосереджено на відносно простих об'єктах (невеликих знижувальних підстанцій) і стосовно нескладним проектним процедурам. У таблиці 1 наведено аналіз найбільш використовуваних САПР в електроенергетиці. Н ній показана цінова оцінка деяких програм САПР за 2013 р Ціни значні навіть для великих корпорацій, не кажучи про місцеві проектних інститутах і вузах. Крім того, жодна з перерахованих програм не має повний набір проектних процедур, необхідний для виконання всього обсягу проектних робіт.[1]
2. Опис УСАПР (CAD_Electric_Education
)
В якості платформи створення навчальної САПР використаний один з кращих графічних редакторів AutoCAD, в середовищі якого створена графічна база даних образів основних елементів електричних схем напругою вище 1 кВ. Програмне забезпечення УСАПР побудовано на об'єктної моделі AutoCAD та використання внутрішніх алгоритмічних мов програмування AutoLisp, VisualLisp, а також мови створення діалогових вікон DСL.[2]
| Назва САПР | Розробник | Базова платформа | Вартість САПР | Вартість базової платформи | Загальна вартість на 1 робоче місце |
|---|---|---|---|---|---|
| Project Studio CS електрика v.5 | CSoft | AutoCAD | Одне робоче місце – 70 000 руб .; Ключ апаратного захисту – 1 500 руб. | Одне робоче місце – 81 500 руб.; Щорічне оновлення – 14 000 руб. | 153 000 руб. + щорічно 14 000 руб. |
| WinELSO | Російська промислова | Одне робоче місце – 62 500 руб. | 144 000 руб. + щорічно 14 000 руб. | ||
| MagiCAD електропостачання | MagiCAD | Одне робоче місце – 190 000 руб. | 217 500 руб. + щорічно 14 000 руб. | ||
| ЭЛЬФ | Лира сервис | Одне робоче місце – 24 200 руб. | 105 700 руб. + щорічно 14 000 руб. | ||
| HTE | Компания ПОИНТ | Одне робоче місце – 110 000 руб .; Щорічне оновлення – 24 000 руб | 191 500 руб. + щорічно 38 000 руб. | ||
| nanoCAD Электро | Нанософт | Власне графічне ядро | Одне робоче місце – 15 000 руб. | 15 000 руб. щорічно | |
| CADprofi | CADprofi Germany GmbH | Bricscad | Одне робоче місце – 11 100 руб. | Одне робоче місце –13 300 руб. | 24 4000 руб. |
Таблиця 1.1 – Цінова оцінка програм САПР
Інформаційне забезпечення УСАПР побудовано на використанні електронних таблиць MC Exel. У нього включена довідкова інформація по основних елементів електричних схем: генераторів, силових трансформаторів і автотрансформаторів, вимикачів і роз'єднувачів, трансформаторів струму, а також по кабельної продукції та шинопроводам. Джерелами інформації з'явилися останні розробки навчально–методичної літератури країн СНД, а також дані офіційних сайтів провідних виробників обладнання (ABB, Simens, Shneider Electrik, General Electric, Alstom Grid і ін.).
Особливу увагу приділено обладнанню вітропарків, зважаючи на все велику актуальність питання альтернативної енергетики. Є символьний база даних вітрогенераторів і трансформаторів вітроенергетичних установок (ВЕУ), силових кабелів, рекомендованих для використання в системах та мережах з нетрадиційними джерелами енергії. Передбачений режим редагування інформації (в електротехніці це особливо актуально з огляду на те, що постійно проводиться нове обладнання, Сима з виробництва старе, модернізуються деякі моделі).[3]
Математичне забезпечення УСАПР включає методи вирішення систем лінійних і нелінійних алгебраїчних рівнянь методом квадратних коренів, що використовує властивість симетричності матриць коефіцієнтів. Застосовано варіант методу для роботи з розрідженими матрицями, що обумовлює високу швидкодію розрахункових функцій. У трасуванні кабелів використаний ефективний алгоритм Дейкстри для визначення мінімальної відстані між вузлами спрямованого графа.
Науковою новизною відрізняється створений для проектних процедур дослідження перехідних режимів роботи механізмів власних потреб електростанцій метод синтезу математичної моделі глубокопазних АТ у вигляді його одноконтурной еквівалентної схеми заміщення. Метод заснований на мінімізації відхилень вихідних і розрахункових значень струмів статора і обертаючих моментів в заданих точках ковзання шляхом вирішення систем нелінійних алгебраїчних рівнянь.[4]
В стадії пілотного проекту CAD_Electric_Education має 4 проектні процедури:
- розрахунку струмів короткого замикання в електроустановках напругою вище 1 кВ і вибору основного силового обладнання;
- дослідження режимів пуску і самозапуску електродвигунів системи власних потреб ТЕС;
- трасування кабелів на відкритих розподільних пристроях високовольтних підстанцій;
- визначення розподілу потужності в кільцевих схемах видачі потужності потужних сучасних вітрових електростанцій.
До переваг УСАПР слід віднести використання в якості вихідних документів вихідних розрахункових схем, які формуються студентам на екрані монітора. Ці вихідні документи, а також таблиці вихідних даних і результатів виконання проектних процедур відповідності товарів чинним на сьогодні ГОСТ країн СНД.[5]
3. Власні потреби електростанцій
Установки власних потреб є важливим елементом електростанцій і підстанцій. Пошкодження в системі власних потреб неодноразово приводили до порушення роботи електростанцій і до аварійного стану енергосистем.
Склад електропріемніков власних потреб залежать від типу електростанції (підстанції), від палива, потужності агрегатів і іншого. У таблиці 1.1 наведені орієнтовні значення максимального навантаження власних потреб Pв.п.макс, віднесені встановленої потужності електростанції Pест, а також витрати енергії на власні потреби Wе.п., віднесені енергії, яка була проведена електростанцією за рік Wвір.%. Вибір схем електроустановок для власних потреб проводять з урахуванням складу і характеристик електропріемніков, потужності приводних механізмів, вимог до надійності електропостачання окремих груп споживачів і іншого. Розподіл витрат електроенергії за окремими групами споживачів ТЕЦ і КЕС дано в таблиці 1.2.[6]
Електропріемнікі власних потреб за них впливом на технологічний режим електроустановки умовно ділять на відповідальні і невідповідальні. До відповідальним відносять електропріемнікі, вихід з ладу яких може призвести до порушення нормальної роботи або до аварії на електростанції або підстанції. Такіеелектропріемнікі потребують особливо надійному харчуванні. Основним приводом механізмів власних потреб є асинхронні електродвигуни різного виконання з прямим пуском. Для тихохідних механізмів (пластові млини), а також для дуже потужних механізмів знаходять застосування синхронні електродвигуни.
Для механізмів, які потребують регулювання частоти обертання в широких межах, застосовують двигуни постійного струму, а також асинхронні двигуни з тиристорним керуванням. На електростанціях як звичайно приймають два ступені напруги власних потреб: вища (3,6 або 10 кВ) – для живлення потужних електропріемніков і нижча (380/220 В з заземленою нейтраллю) – для живлення малих електропріемніков. Ухвалення тієї чи іншої системи напруг залежить від техніко–економічних характеристик електродвигунів. При одній і тій самій потужності асинхронні двигуни більш низької напруги дешевші, ніж двигуни більш високої напруги.
Однак за конструктивним і режимним (рівень струмів к.з., умови самозапуску) міркуванням збільшення потужності двигунів призводить до необхідності збільшення їх номінальної напруги. Зараз промисловість випускає електродвигуни 380 В потужністю до 400 кВт, а електродвигуни 3 – 6 кВ, починаючи з потужності 160 – 200 кВт. Двигуни 10 кВ можуть мати складові техніко–економічні показники, тільки починаючи з потужності 630 кВт. На КЕС, ТЕЦ, а також АЕС вища напруга системи власних потреб, як правило, приймається рівною 6 кВ. На КЕС з агрегатами потужністю 800 – 1200 Мвт і відповідно з великими механізмами власних потреб доцільно застосування напруги 10 кВ. На ГЕС електродвигуни основних механізмів харчуються від мережі 380/220 В, а електродвигуни великих механізмів – від мережі 6 (10) кВ.
На підстанціях в системі власних потреб приймається напругу 380/220 В. Гранична потужність трансформаторів власних потреб 3 – 10 / 0,4 кВ приймається 1000 кВА при напрузі короткого замикання 8%. Гранична потужність в основному лімітується комутаційної здатністю автоматів 0,4 кВ.
| Тип електроустановки |  |
 |
|---|---|---|
| ТЕЦ: | ||
| пиловугільна | 8–14 | 8–10 |
| газомазутна | 5–7 | 4–6 |
| КЕС: | ||
| пиловугільна | 6–8 | 5–7 |
| газомазутна | 3–5 | 3–4 |
| АЕС: | ||
| з газовим теплоносієм | 5–14 | 3–12 |
| з водним теплоносієм | 5–8 | 4–6 |
| ГЕС: | ||
| малої і середньої потужності | 3–2 | 2–1,5 |
| великої потужності | 1–0,5 | 0,5–0,2 |
| ПІДСТАНЦІЯ: | ||
| районна | 50 – 200 кВт | – |
| вузлова | 200 – 500 кВт | – |
Таблиця 2.1 – Витрати енергії на власні потреби
3.1 Особливості власних потреб теплових електростанцій
Склад власних потреб ТЕС залежить від використовуваного циклу (ПТУ, ГТУ, ПГУ), від виду палива, що спалюється і від наявності теплофікації. Орієнтовно потужність електродвигунів СН по відношенню до потужності генератора становить: 8–14% для пиловугільній ТЕЦ; 5–7% для газомазутних ТЕЦ; 6–8% для пиловугільній КЕС; 3–5% для газомазутних КЕС. У переважній більшості випадків приводом механізмів СН є асинхронні електродвигуни з короткозамкненим ротором, що працюють на напрузі 6,3 кВ (потужністю понад 200 кВт) і 0,4 кВ (потужністю менше 200 кВт). Рідше приводом механізму є синхронний двигун змінного струму, двигун постійного струму, окрема парова турбіна невеликої потужності. Синхронні електродвигуни застосовуються на пиловугільних ТЕС для приводу млинів. До таких двигунів не пред'являються вимоги щодо забезпечення успішного самозапуску в разі короткочасних перерв харчування, як до аед. Це пов'язано з наявністю проміжного бункера вугільного пилу, який за своєю конструкцією нагадує звужується воронку. Під час зупинки млина вугільний пил, поступово осідаючи в бункері, буде продовжувати надходити в топку котла. Електродвигуни постійного струму застосовуються в тому випадку, якщо виконавчий механізм досить відповідальний, схильний до регулювання в широкому діапазоні, щодо малопотужний. Це такі механізми як маслонасоси ущільнень вала генератора, маслонасоси мастила підшипників турбіни і генератора, механізми СУЗ ядерного реактора. Турбопрівод застосовується для обертання поживних і бустерних насосів потужних енергоблоків. Живильні насоси мають найбільшу питоме споживання потужності серед інших механізмів СН. Так, наприклад, на блоці ТЕС потужністю 200 МВт сумарна потужність механізмів СН дорівнює 27 МВт, в тому числі потужність двох живильних електронасосів 2 • 4 = 8 МВт, що складає близько 30% від навантаження СН блоку. Турбопрівод дозволяє істотно знизити електричне навантаження власних потреб, створювати високі швидкості обертання, регулювати продуктивність механізму. Особливо слід підкреслити специфіку циклу ГТУ, де відсутня більшість механізмів, наявних в циклі ПТУ. Нагадаємо, що в циклі ГТУ єдиний механізм (компресор), що має аналог в циклі ПТУ (дутьевой вентилятор), обертається не за рахунок електроприводу, а за рахунок газової турбіни. Тому електрична потужність механізмів СН в циклі ГТУ набагато менше, ніж в циклі ПТУ в питомій співвідношенні до потужності блоку.[7]
3.2 Особливості власних потреб атомних електростанцій
Власні потреби АЕС відрізняються від СН КЕС наявністю додаткових механізмів реакторної установки, найважливішим з яких є головний циркуляційний насос (ГЦН), що подає теплоносій в ядерний реактор. Блоки з реакторами БН мають додаткове навантаження електрообігріву натрієвих контурів. Орієнтовно потужність електродвигунів СН по відношенню до потужності генератора становить 5–8%. З точки зору надійності електропостачання, до власних потреб АЕС пред'являються більш жорсткі вимоги, ніж в разі інших електростанцій. Відповідно до споживачі СН АЕС діляться на 3 групи. Перша група – споживачі постійного і змінного струму, що не допускають за умовами безпеки або збереження основного обладнання перерви харчування більше, ніж на частки секунди у всіх режимах, включаючи режим повного зникнення змінно напруги від робочих і резервних трансформаторів СН, і вимагають обов'язкової наявності харчування після спрацьовування аварійного захисту (АЗ) реактора. Споживачі першої групи харчуються від систем аварійного електропостачання. У нормальному і аварійному режимі ці споживачі отримують живлення від агрегатів безперебійного живлення. До першої групи належать контрольно–вимірювальні прилади і автоматика захисту реактора, аварійні маслонасоси мастила підшипників турбоагрегату і ущільнення вала генератора, ГЦН з малої інерційної масою, приводи СУЗ і т. П. Друга група – споживачі змінного струму, що допускають перерви живлення на час, обумовлений умовами безпеки або збереження основного обладнання та вимагають обов'язкової наявності харчування після спрацьовування АЗ реактора. Споживачі другої групи підключені до системи надійного живлення. У нормальному режимі ці споживачі отримують живлення від робочих і резервних трансформаторів власних потреб, в аварійному – від автономних дизель–генераторів (або рідше від ГЕС, ГТУ). До другої групи належать механізми розхолоджування реактора і локалізації аварії в різних режимах, включаючи максимальну проектну аварію, аварійні живильні насоси, протипожежні насоси, ГЦН натрієвих контурів реакторів БН. Третя група – споживачі змінного струму, що допускають перерви живлення на час автоматичного введення резерву, і які не потребують обов'язкової наявності харчування після спрацьовування АЗ реактора. Споживачі третьої групи підключені до системи нормальної експлуатації. У нормальному режимі ці споживачі отримують живлення від робочих і резервних трансформаторів власних потреб, в аварійному режимі відбувається знеструмлення даних споживачів. До третьої групи відносяться ГЦН з великою інерційною масою, а також більшість механізмів циклу ПТУ. Власні потреби ТЕС відповідають за надійністю власних потреб третьої групи АЕС. Якщо для ТЕС джерелами живлення власних потреб є ТСН, РТСН і акумуляторна батарея, то для АЕС це ТСН, РТСН, дизель–генератори і агрегати безперебійного живлення. З міркувань надійності кількість і потужність робочих і резервних ТСН перевищує аналогічні показники по ТЕС. Дизель–генератори запускаються відносно довго – мінімум за 10–15 с, але після цього тривалий час виробляють необхідну потужність. Агрегати безперебійного живлення при зникненні напруги від енергосистеми перемикають харчування на резервне джерело – акумуляторну батарею. Причому це перемикання відбувається миттєво, без розриву синусоїди струму. Ємність акумуляторної батареї обмежена кількома десятками хвилин.
3.3 Особливості власних потреб гідравлічних електростанцій
З огляду на простоти технологічного процесу виробництва електроенергії на ГЕС, витрата на власні потреби значно менше, ніж на ТЕС і АЕС, і становить 0,5–3% від встановленої потужності. Менші значення відносяться до агрегатів більшої потужності ГЕС. Для ГЕС характерна велика частка загальностанційної навантаження в порівнянні з агрегатної. Остання становить не більше 30% від сумарного споживання на власні потреби. Споживачі агрегатних СН розташовуються в безпосередній близькості від агрегату і харчуються на напрузі 0,4 кВ і рідше 6,3 кВ. Споживачами агрегатних СН є: насоси технічного водопостачання агрегатів – водяна мастило турбінних підшипників, маслоохолоджувачі подпятника і підшипників гідрогенератора, повітроохолоджувачі гідрогенератора; маслонасоси і компресори зарядки маслонапірні установки (МНУ) і системи регулювання гідротурбіни; насоси відкачування води з кришки турбіни через протікання в проточній частині гідроагрегату; вентилятори і насоси системи охолодження трансформаторів; допоміжні пристрої системи збудження. Споживачі загальностанційного СН відносяться до всіх станції в цілому і харчуються на напрузі 0,4 кВ.
4. Методика і алгоритм розрахунку струмів КЗ
На першому етапі графічний образ розрахункової схеми, створений користувачем на екрані монітора (див. Рис. 4.1)
Малюнок 4.1 – Схема теплової електростанції
перетворюється в математичну модель у вигляді спрямованого графа. Останній ідентифікується списком гілок схеми spe. Потім зі списку spe формуються права трикутна матриця вузлових провідностей і вектор задають струмів вузлів від ЕРС. Для розрахунку симетричних трифазних КЗ в матрицю Ybu встановлюється шунт КЗ (Ykz) з великою провідність (0.0 –100000.0). Шунт включається паралельно іншим гілкам, пов'язаних з вузлом КЗ. Програмно це реалізовано в операторі присвоєння setq на малюнку 4.2
Малюнок 4.2 – Фрагмент програми установки шунта КЗ в матріцуYu
Після цього визначаються напруги в вузлах розрахункової схеми шляхом вирішення основного векторно–матричного рівняння методу вузлових напруг (див. Формулу 4.1). За відомим напруженням визначаються струми КЗ в активних гілках і сумарний струм КЗ в шунт КЗ.
До особливостей алгоритму слід віднести знаходження величин постійних часу загасання апериодических складових струмів КЗ Та, що використовуються при розрахунку ударного струму КЗ, його аперіодичної складової і теплового імпульсу струму КЗ. Для визначення Та все розрахунки виконуються з комплексними опорами. Останнє вимагало розробки відсутніх в AutoLisp функцій роботи з комплексними числами.
Постійна часу загасання аперіодичної складової струму КЗ визначається по активної та реактивної складових комплексного значення струму КЗ.
Формула 4.1
За відомим залежностям визначаються всі інші складові струму КЗ, а також його теплової імпульс. Аперіодична складова струму КЗ до моменту відключення вимикача:
Формула 4.2
Миттєве значення ударного струму КЗ:
Формула 4.3
І тепловой імпульс струму КЗ:
Формула 4.4
де: Tpac=Tpz+Tnv– розрахунковий час відключення,Тpz – час дії основної небистродействующей захисту; Tnv – повний час відключення вимикача.
5. Висновок
При написанні даного реферату магістерська робота ще не завершена. Остаточне завершення: март 2018 року. Повний текст роботи та матеріали по темі можуть бути отримані у автора або його керівника після зазначеної дати.
Перелік посилань
- Учебная САПР электрической части станций и подстанций. [учебное пособие] / Павлюков В.А., Ткаченко С.Н., Коваленко А.В. – Харьков: ФЛП Панов А.Н., 2016. – 124с.
- Официальный сайт АББ в России[Электронный ресурс].
- Миллер Р. Теория переключательных схем / Р. Миллер. – М.: Наука, 1971. – Том 2: Последовательностные схемы и машины. – 304 с.
- Зуев, С. А. САПР на базе AutoCAD – как это делается / С. А.Зуев, Н. Н. Полещук – СПб.: БХВ–Петербург, 2004. – 1168 с.
- Полещук, Н. Н. AutoCAD разработка приложений, настройка и адаптация / Н. Н. Полещук. – СПб.: БХВ–Петербург, 2006. – 992 с.
- Короткие замыкания и выбор оборудования : учеб. пособие для вузов / И. П. Крючков, В. А. Старшинов, Ю. П. Гусев [и др.] ; под ред. И. П. Крючкова, В. А. Старщинова – М.: Изд. дом МЭИ, 2012. – 568 с.
- Баков, Ю. В. Проектирование электрической части электростанций с применением ЭВМ: учеб. пособие для вузов / Ю.В. Баков. – М.: Энергоатомиздат, 1991. – 272 с.