Проект электрической части конденсационной электростанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Обоснование выбора площадки для ЭС ее компоновки

2. Структурные схемы КЭС

2.1 Выбор структурной схемы и основного оборудования

2.2 Выбор турбогенераторов

3. Технико-экономическое сравнение

3.1 Расчет капиталовложений

3.2 Расчет ущерба

3.3 Расчет годовых издержек

4. Выбор схем распределительных устройств

4.1 Выбор ОРУ-220 кВ

4.2 Выбор схемы ОРУ-110 кВ

4.1.1 Расчёт ущерба

4.1.2 Расчёт капиталовложений

4.1.3 Расчет издержек

5. Расчет токов короткого замыкания

6. Выбор электрических аппаратов

6.1 Выбор электрических аппаратов и проводников

6.1.1 Выбор выключателей и разъединителей на 220 кВ

6.1.2 Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ

6.1.3 Выбор выключателей и разъединителей на генераторном напряжении

6.2 Выбор сборных шин и связей между элементами

6.2.1 Выбор шин 220 кВ

6.2.2 Выбор шин 110 кВ

6.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения

6.3.1 Выбор трансформаторов напряжения на шинах 220 кВ

6.3.2 Выбор трансформаторов напряжения на шинах 110 кВ

6.3.3 Выбор трансформатора напряжения в цепи генератора

6.3.4 Выбор трансформатора тока в цепи отходящей линии 220 кВ

6.3.5 Выбор трансформатора тока в цепи отходящей линии 110 кВ

7. Выбор схемы собственных нужд

8. Выбор установки постоянного тока

Список литературы



Введение

электростанция напряжение ток генератор

Россия - ведущая мировая энергетическая держава, располагающая одной третью запасов газа в мире, десятой частью мировых ресурсов нефти и пятой частью угля. Значителен вклад энергетического сектора в развитие экономики страны. На долю ТЭК приходится 25% ВВП, около 30% объёма промышленного производства России, 34% доходов консолидированного и 54% доходов федерального бюджета, порядка 45% валютных поступлений в страну. Происходящий в стране и в мире в последние годы экономический рост обусловливает увеличение спроса на энергетические ресурсы.

В настоящее время наиболее результативным путем повышения эффективности работы электростанций в условиях замедленного строительства новых объектов является модернизация оборудования, выработавшего свой ресурс.

В настоящее время в энергосистемах России повсеместно эксплуатируются морально и физически устаревшая коммутационные аппараты высокого напряжения: воздушные и масляные выключатели, разъединители 110-220 кВ, имеющие повышенную аварийность и приводящие к травматизму персонала, выполняющего оперативные переключения.

Следует отметить, что степень физического старения высоковольтного оборудования зависит от скорости ввода новых мощностей. Обычно, если вводится 7% нового оборудования в год (удвоение каждые 10 лет), то только 12,5% оборудования оказывается старше 30 лет. Если обновление составляет 3%, то доля оборудования старше 30 лет достигает 41 %.[9]

Наряду с физическим износом происходит и моральное старение. Сейчас средний технический уровень установленного оборудования соответствует оборудованию, которое эксплуатировалось в ведущих странах 20-30 лет назад. Если, например, в большинстве ведущих стран основным и практически единственным типом высоковольтного коммутационного оборудования на напряжение 110-1150 кВ является аппаратура с использованием в качестве изоляционной и дугогасительной среды шестифтористой серы (элегаза), то в России степень распространения этих устройств не превышает нескольких процентов.Для исправления сложившегося положения Департаментом научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России" проводятся работы по созданию и внедрению в энергетику современных элегазовых выключателей на классы напряжения 110 и 220 кВ.

Департаментом научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России" ведутся работы по внедрению новых типов оборудования, в частности силовых трансформаторов, которые ранее в России не выпускались, а в настоящее время осваиваются отечественной промышленностью. Введены в эксплуатацию первые головные образцы автотрансформаторов АОДЦТН-267000/500/710-У1 и блочных трансформаторов ТДЦ-400000/710-У1 разработки ХК “Электрозавод” (г. Москва). Освоение производства этих трансформаторов в России на ХК “Электрозавод” существенно повысит надежность блоков 300 МВт при их модернизации и реконструкции. По оценке экспертов, данные трансформаторы имеют существенно большую динамическую стойкость по сравнению с трансформаторами, выпускавшимися ранее. По требованию РАО "ЕЭС России" для повышения надежности указанных трансформаторов стандартная модель выпускается заводом без ПБВ. [9]

Спрос на высоковольтное электротехническое оборудование в России по причине его физического износа и морального старения несомненен и ограничен только низкой платежеспособностью потребителей этого оборудования.

Заседанием Правительства Российской Федерации 27 августа 2009г. Был рассмотрен проект энергетической стратегии на период до 2030г. Реализация Энергетической стратегии будет осуществляться в три этапа. На первом этапе (до 2013-2015гг.) планируется преодолеть кризисные явления в энергетике и создать условия для ускоренного посткризисного развития, при этом кризис рассматривается как причина для качественного обновления и модернизации ТЭК страны.

На втором этапе (2020-2022гг.) ожидается общее повышение энергоэффективности энергетики и экономики в целом на основе инновационного развития ТЭК. На данном этапе предполагается ускоренное и широкомасштабное вовлечение энергетических проектов в практическую стадию реализации в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

В ходе третьего этапа (2030г.) на основании заделов предыдущих этапов предполагается высокоэффективное использование традиционных энергетических ресурсов и создание задела для перехода к нетопливной энергетике будущего.

Основной целью Энергетической стратегии является максимально эффективное использование природных ресурсов и всего потенциала энергетического сектора для устойчивого роста экономики, повышение качества жизни населения страны и укрепления позиций России на внешнеполитической арене.[12]

Итак, энергетиками в настоящее время поставлена задача увеличения темпов технического перевооружения и реконструкции на основе внедрения современных типов оборудования при одновременном расширении работ по исследованию эксплуатационного ресурса и диагностики состояния этих устройств, поскольку экономическая ситуация в стране не позволяет одновременно полностью заменить стареющее оборудование.

По результатам анализа материалов СИГРЭ можно выделить следующие общемировые тенденции развития высоковольтного электротехнического оборудования:

создание устройств и аппаратов, использующих
новые, относительно недавно открытые физические явления, -- прежде всего, высокотемпературную сверхпроводимость;

внедрение современных электронных, в том числе цифровых, устройств для контроля и управления работой оборудования, а также создание на их основе так называемых «умных» аппаратов;

снижение материалоемкости и уменьшение габаритов оборудования за счет применения новых материалов, совершенствования методов расчета и испытаний высоковольтных устройств и аппаратов, обоснованного снижения технических требований, создания комбинированных устройств, совершенствования и упрощения их конструкции;

развитие и внедрение методов оценки работоспособности находящегося в эксплуатации оборудования, прогнозирование и управление сроком службы этого оборудования.

Настоящий курсовой проект выполнен на основании задания кафедры ЭССиС: проект электрической части КЭС.

Конденсационные электростанции (КЭС) исторически получили наименование государственных районных электрических станций (ГРЭС). Они проектируются с агрегатами мощностью 100, 150, 200, 300, 500, 800, 1200 МВт, имеющими номинальные напряжения генераторов 10,5-24 кВ. Основными агрегатами, используемыми на большинстве сооружаемых и проектируемых ГРЭС, являются серийно изготовляемые агрегаты 300, 500 и 800 МВт.

При проектировании электрических схем ГРЭС учитывается, что они всю вырабатываемую электроэнергию, за исключением потребления электроэнергии на собственные нужды, выдают в сети повышенных напряжений. На долю ГРЭС в настоящее время в России приходится приблизительно три четверти всей вырабатываемой энергии на ТЭС ( всего доля ТЭС - 70%, АЭС - 10%, ГЭС - 20%).

Целью выполнения курсового проекта является систематизация знаний по курсу «Электрическая часть ЭС и ПС» и получение навыков проектирования электрической части КЭС 800 МВт.



1. Обоснование выбора площадки для ЭС и ее компоновки

Под компоновкой электростанции понимают взаимное размещение основных и вспомогательных сооружений на ее площадке. План площадки, на котором показано расположение основных и вспомогательных сооружений и коммуникаций называют генеральным планом электростанции.

Районы сооружения тепловых электростанций определяются народнохозяйственными планами, схемами развития энергосистем и теплоснабжения

Площадку для конденсационной электростанции выбирают возможно ближе к источнику водоснабжения.

Площадку электростанции располагают на землях, не содержащих ценных ископаемых, малопригодных для сельского хозяйства, не затапливаемых паводковыми водами реки, используемой для водоснабжения электростанции. При размещении у крупного водного источника площадка электростанции должна быть не менее чем на 0,5 м выше максимального горизонта высоких вод, имеющего повторяемость 1 раз в сто лет.

Электростанции на твердом топливе (пылеугольные) должны иметь вблизи от основной площадки места для золошлакоотвалов в виде, например, оврагов, поймы или старого русла реки, выработанных карьеров угля при открытой его добыче и т. п. вместимостью нарасчетный срок работы электростанции (25 и более лет).

Площадка под строительство ЭС предусматривается вблизи реки Ангара в районе города Свирска. (затраты на техническое водоснабжение мощных КЭС составляют заметную долю полных капиталовложений, поэтому при выборе системы их водоснабжения стараются максимально использовать естественные водоемы (реку, озеро, море)).На расстоянии около 30-40 км находится большое количество угольных месторождений (Черемховский и Анкифоровский разрезы), в которых добывается как черный уголь, так и бурый. Данная КЭС проектируется для работы на буром угле, который при перевозке на большие расстояния (свыше ) из-за своей хрупкости рассыпается и становится малопригодным для использования. Здесь данная проблема исключена близким расположением месторождения.

Площадка электростанции должна иметь достаточные размеры для размещения всех необходимых ее сооружений и устройств. В зависимости от мощности электростанции, ее агрегатов и энергоблоков требуемая площадь составляет 25--50 га.

Конденсационные электростанции, являясь мощными электростанциями районного типа, занимают очень большие площади. Наибольших площадок требуют: склад топлива, открытые РУ (ОРУ) повышенных напряжений, водоводы, главный корпус.

Рельеф площадки (территории) электростанции должен быть по возможности ровным; разность высот в отдельных ее местах не должна превышать 2--4 м. Территория близ Свирска позволяет выполнить данные требования. Для конденсационной электростанции площадка обычно прилегает к берегу реки или пруда-охладителя, вытянута вдоль него и повышается с удалением от берега. В данной местности много небольших рек - каналов и река Ангара. При сооружении электростанции ее территорию планируют (выравнивают); объем земляных работ при этом должен быть по возможности невелик. При уклоне естественного рельефа более 0,03 выполняют, как правило, «террасную»-- ступенчатую планировку с двумя различными уровнями в обеих частях площадки. При этом, однако, затрудняется прокладка железных, автомобильных и прочих дорог и каналов для воды на территории электростанции, а также выполнение подземных коммуникаций (трубопроводы, электрические кабели и т. п.).

Территория электростанции должна иметь надежный прочный грунт, допускающий давление на него от строительных сооружений примерно не менее 0,2--0,25 МПа. Уровень грунтовых вод площадки электростанции должен быть на 3--4 м ниже уровня планировки местности, т. е. не выше обычного уровня залегания фундаментов зданий и оборудования и низа подвалов. В противном случае приходится осуществлять гидроизоляцию подземных частей зданий и сооружений. В нашем случае этих мероприятий проводить не потребуется.

Грунтовые воды по химическому составу не должны быть агрессивны и не должны вызывать коррозии подземных частей зданий и сооружений.В предполагаемом для строительстве районе грунтовые воды не агрессивны.

При выборе площадки и производстве строительных работ учитывают наличие особых условий: вечной мерзлоты почвы, возможной сейсмичности района и др.

Данное место находится в лучших сейсмических условиях, чем город Иркутск (то есть возможны толчки не более 8 баллов). Однако возможность землетрясений отчасти компенсируется тем, что КЭС будет находиться на осадочном чехле плит древних платформ, которые являются сейсмоустойчивыми. Рядом нет болот, и рельеф является достаточно ровным.

Расположение площадки электростанции должно быть по возможности близким к железнодорожным магистралям, а также к оборудованию, строительным конструкциям и материалам.

Должны быть также обеспечены удобное примыкание железнодорожных путей электростанции к магистральным, удобный вывод линий электропередачи высокого напряжения и электрических кабелей, трубопроводов пара, горячей воды (теплопроводов), шлакозоловой пульпы, технической, санитарной и ливневой канализации и т. д., отсутствие близко расположенных аэродромов и трассы низко летящих самолетов, возможность сооружения дымовых труб необходимой высоты -- до 300 м и выше.

Строительство насосной станции для подпитки ЭС водой предполагается непосредственно на берегу.

Особенно большую роль в компоновке сооружений играет взаимное расположение главного корпуса, РУ и внешнего водохранилища (реки, брызгального бассейна и т. п.). Распределительные устройства имеют внутренние электрические связи с блочными трансформаторами, которые всегда устанавливают у стены главного здания, со стороны машинного зала. Кроме того, от РУ отходит большое количество воздушных линий, вывод которых с площадки КЭС приходится согласовывать с размещением водохранилища. Водохранилище в свою очередь должно быть связано гидротехническими коммуникациями (внешним водоподводящим каналом и внутренними водоводами) с главным корпусом.

Для данного проекта принимаем вариант с ОРУ перед фронтом машинного отделения. Такое размещение ОРУ дает самые простые, короткие и дешевые внутренние электрические связи между трансформаторами и РУ. Кроме того, от РУ отходит большое количество воздушных линий, вывод которых с площадки КЭС приходится согласовывать с размещением водохранилища. Водохранилище в свою очередь должно быть связано гидротехническими коммуникациями (внешним водоподводящим каналом и внутренними водоводами) с главным корпусом.

За дымовыми трубами располагается топливное хозяйство. Между складом топлива и главным корпусом должен быть значительный разрыв, чтобы обеспечить допустимый угол наклона транспортеров, поднимающих уголь с уровня земли до верха бункерной этажерки (примерно 35 метров). На уровне склада топлива вблизи железнодорожных путей располагается склад растопочного мазута

На рис. 1 показаны:

Главный корпус, Дымовые трубы, Дробильный корпус, Эстакада топливоподачи, Галерея ленточных транспортеров, Мазутное хозяйство, Масляное хозяйство (7а - маслобаки), Служебный корпус, Бытовой корпус, Столовая, Водородное хозяйство, Подводной канал, Отводной канал, Насосные станции, Повышающие трансформаторы, Трансформаторы собственных нужд (4 ТСН по числу блоков), ОРУ-110 кВ, ОРУ-220 кВ, Цех химводоочистки, Главный щит управления, Отдел материально-технического снабжения, склады, Открытый склад угля, Разгрузочная площадка, Вагоноопракидыватель, Ремонтно-строительный цех, ремонтно-монтажная мастерская, Тепло-механическая мастерская (26а - контора), Железнодорожные пути, Проходная, Гараж, Ограждение, Река Ангара,



2. Структурные схемы КЭС

Структурная схема электрической части станции задает распределение генераторов между РУ различных напряжений, определяет электромагнитные связи (трансформаторные или автотрансформаторные) между РУ и состав блоков генератор - трансформатор.

2.1 Выбор структурной схемы и основного оборудования

При заданных в задании на проектирование условиях методом технико-экономического сравнения конкурентоспособных вариантов выберем оптимальный вариант структурной схемы.

В общем случае, процедура поиска оптимальной структурной схемы сводится к последовательному выполнению следующих основных этапов:

В соответствие с исходными данными разрабатывается три технически реализуемых вариантов структурных схем.

Для каждого отобранного варианта определяются возможные перетоки мощности через трансформаторы и автотрансформаторы, исходя из наиболее тяжелых условий работы станции.

Ориентируясь на величины перетоков мощности, в каждом варианте выбираются подходящие по номинальным значениям типы трансформаторов и автотрансформаторов.

Для каждого варианта определяют их технико-экономические показатели - капиталовложения, эксплутационные издержки, ущербы и приведенные затраты.

На основании сопоставления приведенных затрат, а также дополнительного технического анализа, окончательно принимают наиболее рациональную структурную схему проектируемой электростанции.



2.2 Выбор турбогенераторов

Согласно установленной единичной мощности 200 МВт выбираем турбогенераторы типа ТГВ-200-2У3, которые имеют следующие параметры:

Таблица 2.1

Тип ТГ	Р; МВт	cosц	S; МВА	UномкВ	Iном кA	Х//d; о.е.	Х/d; о.е.	Хd; о.е.	Х2; о.е.	Х0; о.е.	Тdo; с
ТГВ-200-2У3	200	0,9	222,22	15,75	8,625	0,19	0,295	1,84	0,232	0,0837	6,85

ТГВ-200-2У3 имеет тиристорную систему возбуждения

Активная мощность собственных нужд: Рсн =7% (Руст)=7%(200)=14МВт

Полная мощность СН: Sсн = Рсн/ соsг = 14/0,9 = 15,5 МВА

Активная мощность нагрузки ОРУ-110 : Рн = 240МВт

Полная мощность: Sн = Рн/соsн = 240/0,92 =260,8 МВА

Вариант №1:

Рисунок 2.1. Вариант №1 структурной схемы.

Выбор Блочных Трансформаторов Т1 и Т2:

Условие выбора мощности блочного трансформатора имеет вид:

,

где - SРАСЧ - расчетная мощность, МВА; SНОМ - номинальная мощность, МВА.

Трансформатор будет наиболее нагружен в осеннее - зимний период, так как мощность, выдаваемая генератором, будет наибольшей в осеннее - зимний период, а мощность, потребляемая собственными нуждами, остается постоянной в течение года.

Наибольшая нагрузка трансформатора в зимний период:

Минимальная нагрузка трансформатора в летний период определяется по формуле:

Принимаем к установке трансформатор Т1 типа ТДЦ-250000/220.

Принимаем к установке трансформатор Т2 типа ТДЦ-250000/110.

Выбор блочных автотрансформаторов АТ1, АТ2.

Условие выбора мощности блочного автотрансформатора имеет вид:

- коэффициент выгодности.



Выбор мощности ведем из условия максимального перетока мощности через обмотку НН, т.к. именно эта обмотка будет наиболее загружена.

Принимаем к установке два блока по два АТ типа АТДЦТН - 250000/220/110 в каждом блоке.

Нормальный режим:

Проверка комбинированного режима:

Распишем выражения для дополнительной мощности, передаваемой из обмотки ВН в обмотку СН. Если величины этих мощностей меньше нуля, то это значит, что мощность на стороне ВН полностью обеспечивается генераторами Г2, Г3, Г4, а оставшийся избыток уходит в систему, и таким образом мы имеем дело с трансформаторным режимом, а не с комбинированным.

Комбинированного режима нет.

Аварийный режим, отключение блока 200МВт на стороне СН:Проверка комбинированного режима:При максимальной нагрузке(Зима):

В данном случае комбинированный режим отсутствует и имеет место трансформаторный режим, так как при отключении генератора Г4, генераторы Г2 и Г3 полностью обеспечивают потребность в активной и реактивной мощности промышленного района, а часть мощности отправляют в систему.



При минимальной нагрузке(Лето):

Комбинированный режим также отсутствует.Аварийный режим, выход из строя одного блочного АТ:При максимальной нагрузке(Зима):

При минимальной нагрузке(Лето):

Комбинированного режима нет.Выбор Трансформаторов Собственных Нужд:Для блока 200 МВт, Примем ТДНС-16000/15,75/10 Так как схема содержит генераторные выключатели, то в качестве РТСН возьмем один трансформатор с мощностью, равной мощности ТСН блока 200МВт:Примем РТСН - ТДН-16000/110/10

Вариант №2:



Рисунок 2.2. Вариант №2 структурной схемы

Выбор Блочных Трансформаторов Т1, Т2, Т3 и Т4:Наибольшая нагрузка трансформатора в зимний период:

Минимальная нагрузка трансформатора в летний период определяется по формуле:

Принимаем к установке трансформатор Т1, Т2 типа ТДЦ-250000/220.Принимаем к установке трансформатор Т3, Т4 типа ТДЦ-250000/110.Выбор Автотрансформаторов Связи АТ1 и АТ2:Рассчитываем переток мощности через обмотки высшего (ВН) и среднего напряжения (СН) трансформаторов связи в нормальном режиме:Нормальный и аварийный режим:



При максимальной нагрузке (Зима):

При минимальной нагрузке (Лето):

Аварийный режим, отключение блока 200МВт на стороне СН:Проверка комбинированного режима:При максимальной нагрузке(Зима):

При минимальной нагрузке(Лето):

Аварийный режим, выход из строя одного АТС:При максимальной нагрузке(Зима):

При минимальной нагрузке(Лето):



Принимаем к установке АТ типа АТДЦТН - 125000/220/110.



3. Технико-экономическое сравнение

Для каждого варианта структурной схемы проектируемой электростанции (подстанции) определяют:

Капиталовложения, ;

Годовые издержки, ;

Математическое ожидание ущерба или .

Затем на основании этих основных показателей вычисляют значение целевой функции приведенных затрат , которая дает комплексную количественную оценку экономичности и надежности сопоставляемых вариантов структурной схемы.

Если разница в вариантах менее 5%, то окончательный выбор производится по таким критериям, которые сложно оценить с точки зрения надежности и экономичности: возможность дальнейшего расширения, удобство эксплуатации и т.п.

3.1 Расчет капиталовложений

Капиталовложения складываются из двух составляющих:

,

Где - суммарная расчетная стоимость трансформаторов;

- суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей.

Для перехода к расчетной стоимости трансформатора надо заводскую стоимость умножить на коэффициент , учитывающий затраты на доставку, строительную часть и монтажные работы от заводской стоимости трансформатора

По [3], стр. 550 определяем.

Вариант 1

Таблица 3.1

Наименование	Кол-во	Цена 1шт., тыс. руб	Цена, тыс. руб.
Трансформатор ТДЦ-250000/220	1	11644	11644
Трансформатор ТДЦ-250000/110	1	10455	10455
Автотрансформатор АТДЦТН - 250000/220/110	4	13284	53136
Выключатель 220 кВ	3	1540	4620
Выключатель 110 кВ	3	1066	3198
Выключатель 15,75 кВ	4	70,4	281,6
		КВЛ	83334,6

Вариант 2

Таблица 3.2

Трансформатор ТДЦ-250000/220	2	11644	23288
Трансформатор ТДЦ-250000/110	2	10455	20910
Автотрансформатор АТДЦТН - 125000/220/110	2	7995	15990
Выключатель 220 кВ	4	1540	6160
Выключатель 110 кВ	4	1066	4264
Выключатель 15,75 кВ	4	70,4	281,6
		КВЛ	70893,6

* - по [3], стр.583

,

то есть разница более 5%

3.2 Расчет ущерба

Расчет показателей надежности структурных схем.

При проектировании структурной схемы варьируемыми элементами являются только трансформаторы (автотрансформаторы) блоков и связей между РУ. Поэтому рассматривают отказы этих элементов и их расчетные последствия. На данном этапе принимают, что схемы всех РУ одинаковы. Так как число элементов структурной схемы относительно невелико, то таблицу расчетных связей можно не составлять.

Отказ трансформатора блока приводит к аварийной потере мощности генератора на время восстановительного ремонта трансформатора. Такие последствия будут иметь место при всех состояниях структурной схемы, за исключением ремонтного состояния блока. Соответственно среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему из-за отказов трансформатора единичного блока определяют следующим образом (если нет генераторного выключателя):

,

Где - учитывает график работы генератора ( - число часов использования установленной мощности генератора);

, - частота отказов и среднее время восстановления трансформатора (автотрансформатора);

- вероятность ремонтного состояния блока, определяемая следующим выражением:

,

Где , , , - показатели ремонтируемого элемента (в данном случае энергоблока).

Так как известны характерные графики нагрузки генератора в зимние и летние сутки, то число часов использования установленной мощности, , определяют как:

,

Где , - электроэнергия, вырабатываемая генератором за зимние и летние сутки, ;

, - число рабочих суток в зимнем и летнем сезонах.

Если генераторный выключатель есть, среднегодовой недоотпуск электроэнергии определяется, как:

,

Где и - частота отказов и среднее время восстановления генераторного выключателя.

Для АТБ и АТС необходимо также учитывать потерю транзитной мощности, но при условии, что при выходе из строя элемента (АТБ, АТС или ВГ) происходит аварийное снижение генерирующей мощности других энергоблоков.

Показатели надежности электрооборудования:

Параметр потока отказов , ;

Среднее время восстановления , ;

Частота текущих ремонтов , ;

Продолжительность текущего ремонта , .

По [1], стр. 487-499:

Таблица 3.3

Оборудование	, 1/год	ТВ, ч	, 1/год	ТР, ч
Энергоблок 200МВт	10,5	45	8,9	155,4
Трансформаторы с	0.025	60	1.0	30
Трансформаторы с UВН=110 кВ	0.014	70	0.75	28
Воздушные выключатели	0.02	55	0.2	122
Выключатели воздушные 110 кВ	0.02	20	0.2	45
Воздушные выключатели	0.04	20	0.2	40
Сборные шины 110 кВ*	0.016	5	0.166	4
Сборные шины 220 кВ	0,013*	5	0,166*	3*

Число часов использования установленной мощности:

.

Вероятность ремонтного состояния блока :

.

- для АТС, АТБ

(т.к. два АТ на блок)

Недоотпуск электрической энергии от блока , присоединенного к РУ-220, из-за отказа ТБ или ВГ:



Недоотпуск электрической энергии от блока , присоединенного к РУ-110, из-за отказа ТБ или ВГ:

Недоотпуск электрической энергии от генератора из-за отказа АТБ или ВГ :

Оценим возможные последствия отказов АТС.

Ранее указывалось (при выборе АТС), что даже один АТС сможет передать максимальный переток мощности.

Определим длительность отказа одного АТС в период ремонта второго АТС:

.

Так длительность очень мала, то такие аварийные ситуации можно не учитывать.

Оценим последствия потери транзитной мощности из-за отказов АТБ.

При выборе АТБ было проверено, что выход из строя даже одного спаренного блока из АТБ не приведет к нарушению связи между РУ, и вся необходимая мощность на РУ-110 сможет быть передана. Выход из строя одного спаренного блока во время ремонта второго маловероятен. Таким образом, связь между РУ не нарушается и РУ-110 всегда обеспечено достаточным количеством электроэнергии.

Недоотпуска энергии энергосистеме в случае отказа блоков не будет, так как резерв в системе составляет (а максимальная потеря генерирующей мощности на РУ-220 , на РУ-110 - ). Энергоснабжение потребителей местного (промышленного) района на РУ-110 очень надежно (так как всегда передается достаточное количество электроэнергии), поэтому математическим ожиданием недоотпуска электроэнергии местной нагрузке можно пренебречь.

Определим суммарный среднегодовой недоотпуск электрической энергии.

Для Схемы №1(Вариант №1):

.

Для Схемы №2 (Вариант №2):

.

Приняв удельный ущерб по [2], стр.97., определим среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнергии. Ущерб будет только от недоотпуска электроэнергии в систему, так как ущерб потребителю (промышленному району на РУ-220) равен нулю, а косвенный ущерб (экологический, социальный и т.п.) в учебном проектировании не учитывается.

Для Схемы №1 (Рис.3.1.):

.

Для Схемы №2 (Рис.3.2.):

.

3.3 Расчет годовых издержек

Годовые издержки производства (годовые эксплуатационные расходы) складываются из трех составляющих:

,

Где - амортизационные отчисления (отчисления на реновацию и капитальный ремонт);

- норма амортизационных отчислений за 1 год;

- издержки на обслуживание электроустановки (на текущий ремонт и зарплату персонала);

- норма отчислений на обслуживание за 1 год;

- издержки, обусловленные потерями энергии в варианте проектируемой установки;

- удельные затраты на возмещение потерь, ;

- годовые потери энергии, .

Для силового электротехнического оборудования и РУ установлены следующие нормы отчислений:

При , .

При , .

Амортизационные отчисления для варианта №1 (Рис.3.1):

.

Амортизационные отчисления для варианта №2 (Рис.3.2):

.

Определим издержки на обслуживание электроустановки.

Издержки на обслуживание электроустановки для варианта №1:

.

Издержки на обслуживание электроустановки для варианта №2:

.

Для определения издержек из-за потерь энергии в установке, вычислим потери в трансформаторах и автотрансформаторах.

Так как на стадии проектирования подробные характеристики потребителей обычно отсутствуют, то расчет потерь энергии можно вести приближенно через время максимальных потерь ([1], стр. 546):

,

Где - время планового ремонта трансформатора в год.

- время наибольших потерь, определяемое через по [1], стр.546.

Тогда

Для трансформаторов ТДЦ-250000/110:

Для трансформаторов ТДЦ-250000/220:

Вариант №1:

Для АТБ АТДЦН-250000/220/110:

Максимальные перетоки мощности берутся для нормального режима, так как аварийные и ремонтные режимы относительно кратковременны (нет комбинированного режима).

Вариант №2:

Для АТС АТДЦН-125000/220/110:

Максимальные перетоки мощности берутся для нормального режима, так как аварийные и ремонтные режимы относительно кратковременны.



Суммарные потери энергии для Варианта №1:

.

Суммарные потери энергии для Варианта №2

.

ТСН можно не учитывать, так как они одинаковы в обоих вариантах структурных схем.

Приняв по [2], стр. 79. определим издержки, обусловленные потерями энергии для Варианта №1 (Рис.3.1.):

Издержки, обусловленные потерями энергии для Варианта №2 (Рис.3.2.):

Суммарные издержки для Варианта №1:

.

Суммарные издержки для Варианта №2

.

Подсчитаем приведенные затраты по каждому варианта схемы:

Таблица 3.4

	Вариант №1 (Рис.3.1.)	Вариант №2 (Рис.3.2.)
Капитальные затраты,	83334,6	70893,6
Ущерб,	9360,3	6543,6
Годовые издержки,	12299,74
Приведенные затраты, , (по [3], стр.545)	31660,192	26468,242

, то есть разница более 5%.

Согласно произведенного технико-экономического сравнения вариантов видно, что по затратам вариант 2 более выгоден чем вариант 1. Для дальнейших расчётов выбираем 2 вариант.



4. Выбор схем распределительных устройств

4.1 Выбор ОРУ-220 кВ

Согласно структурной схеме Рис.3.2 согласно рекомендациям НТП применяем двойную не секционированную систему сборных шин с обходной (Рис.5.1)

Рис.4.1 Двойная система сборных шин с обходной ОРУ на 220 кВ.

4.2 Выбор схемы ОРУ-110 кВ

Распределительные устройства повышенных напряжений должны удовлетворять следующим требованиям общего характера:

1. Ремонт выключателей напряжением 110 кВ и выше должен производиться без отключения присоединения из-за высокой ответственности присоединений повышенного напряжения.

2. Отключение ВЛ должно осуществляться не более чем двумя выключателями, отключение трансформаторов - не более чем тремя выключателями.

Отказы выключателей в РУ как при нормальном, так и при ремонтном состоянии схемы не должны приводить:

а) к одновременной потере обеих параллельных транзитных линий одного направления, если учитывать повышенные требования к надёжности двухцепной связи;

б) к одновременному отключению нескольких линий, при которой нарушается устойчивость работы энергосистемы.

Применительно к электростанциям районного типа необходимо, чтобы при отказах выключателей в РУ при нормальном состоянии схемы отключалось бы не более одного блока, а при ремонтном состоянии схемы - не более двух блоков.

Электрических схем РУ повышенных напряжений много и они разнообразны. Однако перебор всех существующих схем электрических соединений нерационален. В зависимости от исходных условий можно примерно очертить группу электрических схем, в пределах которой следует в свою очередь намечать конкурентоспособные варианты решений.

Для начала определимся с выбором типа РУ. Закрытые РУ целесообразно применять при дефиците территории для строительства, при суровых климатических условиях (крайне низкие температуры, гололёд, близость к морю и т. д.) или же при наличии в атмосфере агрессивных веществ. В остальных случаях на настоящее время более выгодным экономически является сооружение ОРУ. Поскольку на современных алюминиевых производствах применяются эффективные системы очистки дымовых газов и содержание в них агрессивных веществ, таких как соединения фтора, минимально, а кроме того расстояние, на котором будет иметь место максимальная концентрация агрессивных веществ, значительно дальше места установки ТЭЦ (см. розу ветров и ситуационный план на рисунке 1), то принимаем вариант с открытыми распределительными устройствами на 110 и 220 кВ.

Согласно заданию на проектирование, необходимо разработать схему ОРУ 110 кВ. Выбор оптимальной схемы ОРУ проводится на основании технико-экономического сравнения вариантов схем с учётом ущерба от потери генерирующей мощности и недоотпуска электроэнергии потребителям.

Для определения ущерба от отказа выключателей необходимо провести анализ двух схем с помощью таблично-логического метода. Этот метод предполагает поочерёдное целенаправленное (только для расчётных аварийных ситуаций) рассмотрение отказов элементов электроустановки с выявлением их последствий в нормальном и аварийных состояниях. Расчёт ведут в табличной форме. По вертикали фиксируется ряд учитываемых элементов (i-й ряд), а по горизонтали - ряд расчётных нормальных и ремонтных режимов (j-й ряд).

Вариант 1. Схема с двумя несекционированными системами сборных шин с одним шиносоединительным выключателем и с обходной системой шин.

Рис. 4.2. Вариант 1 схемы ОРУ 110 кВ

Нормально обе системы шин находятся под напряжением, и шиносоединительный выключатель включен. Питающие элементы и линии поровну распределяются между системами шин.

Для анализа составляем таблицу, характеризующую потери генерирующих мощностей в нормальном режиме и при ремонте одного выключателя и одновременном отказе другого. При отказе выключателя ущерб рассматривается для системы и для потребителя (нагрузки). Установим, что за 1СШ закреплены АТ1, T1, W1, W3 а за 2СШ закреплены АТ2, T2, W2, W4.

Таблица 4.1. Таблица расчётных связей для варианта 1 схемы ОРУ 110 кВ

Обозначение

Потеря трансформаторов и линий при

нормальном режиме

ремонте

Q1

Q2

Q3

Q4

Q5

Q6

Q7

Q8

QK

QB

Q1

0,02

АТ1, Т1,W1, W3: tоп

-

Т1, W1, W3: tоп АТ1: tр

Т1, W1, W3: tоп АТ1: tр

Т1, Т3,W1, W3: tоп АТ1: tр

Т1, W1, W3: tоп АТ1: tр

Т1, Т3,W1, W3: tоп АТ1: tр

Т1, Т3,W1, W3: tоп АТ1: tр

Т1, Т3,W1, W3: tоп АТ1: tр

АТ1, Т1, W1, W3: tоп

Т1, W1, W3: tоп АТ1: tр

Q2

0,02

АТ2, Т2, W2, W4: tоп

АТ2, Т2, W4: tоп W2: tр

-

АТ2, Т2, W4: tоп W2: tр

АТ2, Т2, W4: tоп W2: tр

АТ2, Т2, W4: tоп W2: tр

АТ2, Т2, W4: tоп W2: tр

АТ2, Т2, W4: tоп W2: tр

АТ2, Т2, W4: tоп W2: tр

АТ2, Т2, W2, W4: tоп

АТ2, Т2, W4: tоп W2: tр

Q3

0,02

АТ1, Т1, W1, W3: tоп

АТ1, W1, W3: tоп Т1: tр

АТ1, W1, W3: tоп Т1: tр

-

АТ1, W1, W3: tоп Т1: tр

АТ1, W1, W3: tоп Т1: tр

АТ1, W1, W3: tоп Т1: tр

АТ1, W1, W3: tоп Т1: tр

АТ1, W1, W3: tоп Т1: tр

АТ1, Т1, W1, W3: tоп

АТ1, W1, W3: tоп Т1: tр

Q4

0,02

АТ2, Т2, W2, W4: tоп

АТ2, Т2, W2: tоп W4: tр

АТ2, Т2, W2: tоп W4: tр

АТ2, Т2, W2: tоп W4: tр

-

АТ2, Т2, W2: tоп W4: tр

АТ2, Т2, W2: tоп W4: tр

АТ2, Т2, W2: tоп W4: tр

АТ2, Т2, W2: tоп W4: tр

АТ2, Т2, W2, W4: tоп

АТ2, Т2, W2: tоп W4: tр

Q5

0,02

АТ1, Т1, W1, W3: tоп

АТ1, Т1,W3: tоп W1: tр

АТ1, Т1,W3: tоп W1: tр

АТ1, Т1,W3: tоп W1: tр

АТ1, Т1,W3: tоп W1: tр

-

АТ1, Т1,W3: tоп W1: tр

АТ1, Т1,W3: tоп W1: tр

АТ1, Т1,W3: tоп W1: tр

АТ1, Т1, W1, W3: tоп

АТ1, Т1,W3: tоп W1: tр

Q6

0,02

АТ2, Т2, W2, W4: tоп

Т2, W2, W4: tоп АТ2: tр

Т2, W2, W4: tоп АТ2: tр

Т2, W2, W4: tоп АТ2: tр

Т2, W2, W4: tоп АТ2: tр

Т2, W2, W4: tоп АТ2: tр

-

Т2, W2, W4: tоп АТ2: tр

Т2, W2, W4: tоп АТ2: tр

АТ2, Т2, W2, W4: tоп

Т2, W2, W4: tоп АТ2: tр

Q7

0,02

АТ1, Т1, W1, W3, : tоп

АТ1, Т1, W1, : tоп W3: tр

АТ1, Т1, W1, : tоп W3: tр

АТ1, Т1, W1, : tоп W3: tр

АТ1, Т1, W1, : tоп W3: tр

АТ1, Т1, W1, : tоп W3: tр

АТ1, Т1, W1, : tоп W3: tр

-

АТ1, Т1, W1, : tоп W3: tр

АТ1, Т1, W1, W3, : tоп

АТ1, Т1, W1, : tоп W3: tр

Q8

0,02

АТ2, Т2, W2, W4: tоп

АТ2, W2, W4: tоп Т2: tр

АТ2, W2, W4: tоп Т2: tр

АТ2, W2, W4: tоп Т2: tр

АТ2, W2, W4: tоп Т2: tр

АТ2, W2, W4: tоп Т2: tр

АТ2, W2, W4: tоп Т2: tр

АТ2, W2, W4: tоп Т2: tр

-

АТ2, Т2, W2, W4: tоп

АТ2, W2, W4: tоп Т2: tр

QK

0,02

АТ1, АТ2, Т1, Т2, W1, W2, W3, W4: tоп

АТ1, АТ2, Т1, Т2, W1, W2, W3, W4: tоп

АТ1, АТ2, Т1, T2, W1, W2, W3, W4: tоп

АТ1, АТ2, Т1, T2, W1, W2, W3, W4: tоп

АТ1, АТ2, Т1, T2, W1, W2, W3, W4: tоп

АТ1, АТ2, Т1, T2, W1, W2, W3, W4: tоп

АТ1, АТ2, Т1, Т2, W1, W2, W3, W4: tоп

АТ1, АТ2, Т1, Т2, W1, W2, W3, W4: tоп

АТ1, АТ2, Т1, Т2, W1, W2, W3, W4: tоп

-

АТ1, АТ2, Т1, Т2, W1, W2, W3, W4: tоп

QB

0,02

-

Т1, W1, W3: tоп АТ1: tр

АТ2, Т2, W4: tоп W2: tр

АТ1, W1, W3,: tоп Т1: tр

АТ2, Т2, W2: tоп W4: tр

АТ1, Т1, W3: tоп W1: tр

Т2, W2, W4: tоп АТ2: tр

АТ1, Т1, W1: tоп W3: tр

АТ2, W2, W4: tоп Т2: tр

-

-

Примечание. По горизонтали указаны выключатели, выведенные в плановый ремонт, а по вертикали - отказ которых рассматривается. В клетках таблицы указывается потерянный элемент и время, на которое он потерян (tоп - на период оперативных переключений (1 час); tр - время ремонта (45 часов)).

Вариант 2. Схема с двумя несекционированными системами сборных шин с двумя последовательными шиносоединительными выключателями и с обходной системой шин

Рис. 4.3. Вариант 2 схемы ОРУ 110 кВ

Следует заметить, что схема с двумя последовательными шиносоединительными выключателями обычно применяется при нечётном числе трансформаторов или линий. Присоединение трансформатора (автотрансформатора) или линии через развилку из двух выключателей уменьшает вероятность потери генерирующей мощности, делает связь между РУ более надёжной (в случае с автотрансформаторами) или же уменьшает вероятность недоотпуска электроэнергии потребителям (если через развилку подключается линия, питающая особо ответственную нагрузку). В нашем же случае число присоединений чётное, поэтому распределение нагрузок между системами шин при таком варианте будет неравномерным. Однако в целях учебного проектирования рассмотрим такую схему. Через развилку присоединим один из блочных автотрансформаторов.

Нормально обе системы шин находятся под напряжением, и шиносоединительные выключатели включены. Установим, что за 1СШ закреплены АТ1, Т1, Т3, W1, W3, а за 2СШ закреплены T2, W2, W4. Автотрансформатор связи АТ2 нормально подключен к обеим системам шин.

Таблица 4.3. Таблица расчётных связей для варианта 2 схемы ОРУ 110 кВ

Обозначение

Потеря трансформаторов и линий при

нормальном режиме

ремонте

Q1

Q2

Q3

Q4

Q5

Q6

Q7

QK1

QK2

QB

Q1

0,02

АТ1, Т1, W1, W3: tоп

-

Т1, W1, W3: tоп АТ1: tр

Т1, W1, W3: tоп АТ1: tр

Т1, W1, W3: tоп АТ1: tр

Т1, W1, W3: tоп АТ1: tр

Т1, W1, W3: tоп АТ1: tр

Т1, W1, W3: tоп АТ1: tр

Т1, W1, W3: tоп АТ1: tр

АТ1, АТ2, Т1, W1, W3: tоп

Т1, W1, W3: tоп АТ1: tр

Q2

0,02

Т2, W2, W4: tоп

Т2, W4: tоп W2: tр

-

Т2, W4: tоп W2: tр

Т2, W4: tоп W2: tр

Т2, W4: tоп W2: tр

Т2, W4: tоп W2: tр

Т2, W4: tоп W2: tр

АТ2, Т2, W2, W4: tоп

Т2, W2, W4: tоп

Т2, W4: tоп W2: tр

Q3

0,02

АТ1, Т1, W1, W3: tоп

АТ1, Т1, W3: tоп W1: tр

АТ1, Т1, W3: tоп W1: tр

-

АТ1, Т1, W3: tоп W1: tр

АТ1, Т1, W3: tоп W1: tр

АТ1, Т1, W3: tоп W1: tр

АТ1, Т1, W3: tоп W1: tр

АТ1, Т1, W1, W3: tоп

АТ1, АТ2, Т1, W1, W3: tоп

АТ1, Т1, W3: tоп W1: tр

Q4

0,02

Т2, W2, W4: tоп

W2, W4: tоп Т2: tр

W2, W4: tоп Т2: tр

W2, W4: tоп Т2: tр

-

W2, W4: tоп Т2: tр

W2, W4: tоп Т2: tр

W2, W4: tоп Т2: tр

АТ2, Т2, W2, W4: tоп

Т2, W2, W4: tоп

W2, W4: tоп Т2: tр

Q5

0,02

АТ1, Т1, W1, W3: tоп

АТ1, Т1, W1: tоп W3: tр

АТ1, Т1, W1: tоп W3: tр

АТ1, Т1, W1: tоп W3: tр

АТ1, Т1, W1: tоп W3: tр

-

АТ1, Т1, W1: tоп W3: tр

АТ1, Т1, W1: tоп W3: tр

АТ1, Т1, W1, W3: tоп

АТ1, АТ2, Т1, W1, W3: tоп

АТ1, Т1, W1: tоп W3: tр

Q6

0,02

Т2, W2, W4: tоп

Т2, W2: tоп W4: tр

Т2, W2: tоп W4: tр

Т2, W2: tоп W4: tр

Т2, W2: tоп W4: tр

Т2, W2: tоп W4: tр

-

Т2, W2: tоп W4: tр

АТ2, Т2, W2, W4: tоп

Т2, W2, W4: tоп

Т2, W2: tоп W4: tр

Q7

0,02

Т2, W2, W4, W6: tоп

W2, W4, : tоп Т2: tр

W2, W4,: tоп Т2: tр

W2, W4,: tоп Т2: tр

W2, W4,: tоп Т2: tр

W2, W4,: tоп Т2: tр

W2, W4,: tоп Т2: tр

-

АТ2, Т2, W2, W4: tоп

Т2, W2, W4: tоп

W2, W4: tоп Т2: tр

QK1

0,02

АТ1, АТ2, Т1, W1, W3: tоп

АТ1, АТ2, Т1, W1, W3: tоп

АТ1, АТ2, Т1, W1, W3: tоп

АТ1, АТ2, Т1, W1, W3: tоп

АТ1, АТ2, Т1, W1, W3: tоп

АТ1, АТ2, Т1, W1, W3: tоп

АТ1, АТ2, Т1, W1, W3: tоп

АТ1, АТ2, Т1, W1, W3:tоп

-

АТ1, Т1, W1, W3: tоп АТ2: tр

АТ1, Т1, W1, W3: tоп

QK2

0,02

АТ2, Т2, W2, W4: tоп

АТ2, Т2, W2, W4: tоп

АТ2, Т2, W2, W4: tоп

АТ2, Т2, W2, W4: tоп

АТ2, Т2, W2, W4: tоп

АТ2, Т2, W2, W4: tоп

АТ2, Т2, W2, W4: tоп

АТ2, Т2, W2, W4: tоп

Т2, W2, W4: tоп АТ2: tр

-

Т2, W2, W4: tоп

QB

0,02

-

Т1, W1, W3: tоп АТ1: tр

Т2, W4: tоп W2: tр

АТ1, Т1, W3: tоп W1: tр

W2, W4: tоп Т2: tр

АТ1, Т1, W1: tоп W3: tр

Т2, W2: tоп W4: tр

АТ1, W1, W3: tоп Т1: tр

-

-

-

4.1.1 Расчёт ущерба

Согласно [3], для выключателей 110 кВ определены следующие показатели надёжности:

; ; ; .

Определим вероятность ремонтных режимов для каждого выключателя:

.

Тогда вероятность нормальных режимов для варианта 1:

,

а для варианта 2:

.

Время простоя блока:

,

Где - среднее время восстановления отказавшего -ого выключателя;

- средняя длительность планового ремонта -ого выключателя.

В таблицах выше время оперативных переключений определяется как:

(в таблицах обозначено как - время всех операций),

- время оперативных переключений;

- время пуска энергоблока из горячего состояния.

Число часов использования установленной мощности станции определено ранее и составляет .

Вариант №1:

Потери генерируемой мощности в год из-за отказов выключателей во время нормального режима:

Потери генерируемой мощности в год из-за аварийных ситуаций во время ремонтного режима:

Суммарный ущерб системе:

,

где - удельный ущерб по [2], стр.97.

При авариях со сбросом мощности дефицит мощности в системе будет равен:

.

То есть дефицита мощности не будет.

Вариант №2.

Вариант №2 соответствует аналогично варианту №1

4.1.2 Расчёт капиталовложений

Капиталовложения складываются из двух составляющих:

,

где: - суммарная расчетная стоимость шин;

- суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей.

Составляющая стоимости шин в обоих вариантах одинакова, поэтому при определении капиталовложений её учитывать не будем.

Выключатели для технико-экономического сравнения вариантов схем РУ также разрешается выбирать по укрупнённым показателям стоимости. Таким образом, определение капиталовложений в учебном проектировании производится без выбора выключателя по номинальному току и отключающей способности при КЗ.

Согласно [16], стр. 577 стоимость одной ячейки выключателя на ОРУ 110 кВ с двумя рабочими системами шин и обходной составляет 42,6 тыс. руб. (выключатель ВВШ-110-25/2000-У1). Тогда капиталовложения для вариантов 1 и 2:

4.1.3 Расчет издержек

Годовые издержки:

,

Где - амортизационные отчисления (отчисления на реновацию и капитальный ремонт);

- норма амортизационных отчислений за 1 год;

- издержки на обслуживание электроустановки (на текущий ремонт и зарплату персонала);

- затраты на эксплуатацию в год.

При , , по [3], стр. 77. Тогда издержки для вариантов 1 и 2:

.

Расчёт приведённых затрат

Результаты расчёта сведём в следующей таблице:

Таблица 4.4. Определение приведённых затрат

	Вариант 1	Вариант 2
Капитальные затраты К, тыс. руб.	426	426
Ущерб У, тыс. руб./год	188,82	188,82
Годовые издержки И, тыс. руб./год	40,044	40,044
Приведенные затраты З, тыс. руб./год	654,864	654,864

Таким образом, оба варианта по приведенным затратам равноценны, так как разница составляет менее 5%.

Следовательно, оценка и выбор оптимального варианта должны приводиться на основании нестоимостных показателей.

Несомненное достоинство схемы первого варианта в том, что она является типовой, проверенной в эксплуатации схемой, более удобной, чем схема второго варианта. Все присоединения в ней распределены равномерно между системами шин. Поэтому в качестве схемы РУ 110 кВ принимаем схему с двумя несекционированными системами шин с одним шиносоединительным выключателем и с обходной системой шин.

5. Расчет токов короткого замыкания

Цель расчета.

Расчет токов короткого замыкания производится в целях определения параметров, необходимых для выбора коммутационного оборудования, токопроводов, кабелей, шин и других проводников, опорных и несущих конструкций, токоограничивающих средств и др.[3]

Расчётный вид КЗ так же определяют в зависимости от назначения расчёта: проверку на электродинамическую стойкость производят по трёхфазному КЗ, на термическую стойкость по трёхфазному или двухфазному КЗ, на отключающую способность выключателей - по трёхфазному КЗ. Поэтому расчёт будем производить только для трехфазного КЗ.

Составление расчётной схемы.

Под расчетной схемой установки понимают упрощенную однолинейную схему электроустановки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на ток КЗ и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов. На расчетной схеме намечают точки к.з. так, чтобы аппараты и токоведущие части схемы находились в наиболее тяжелых условиях работы.

Рисунок 5.1. Схема КЭС с точками, в которых будем рассчитывать токи КЗ

По Рис.6.1 составляем полную схему замещения, заменяя электромагнитные связи электрическими (Рис.6.2). Источники введем в схему замещения своими ЭДС и сопротивлениями, а остальные элементы их сопротивлениями.

Расчет будем вести в относительных единицах при базисных условиях, используя точное приведение.

За основную ступень берём 1 ступень напряжения:

Сопротивления генераторов ТГВ-200-2У3:

.



Сопротивление трансформаторов блочных ТДЦ-250000/220:

.

Сопротивление трансформаторов блочных ТДЦ-250000/110:

.

Сопротивление автотрансформаторов связи АТДЦН-125000/220/110:

.

Сопротивление линии:

( - определено по [4], стр.578).

Сопротивление системы:

ЭДС генераторов ТГВ-200-2У3:



Рассчитаем ток к.з. при коротком замыкании на шинах . Так как с данной точкой короткого замыкания обобщенная нагрузка и двигатели связаны через силовые трансформаторы, то их влиянием на ток короткого замыкания можно пренебречь. Тогда схема замещения примет вид, изображенный на Рис.6.2.

Рис.5.2. Эквивалентная схема замещения

Сворачиваем схему замещения:

Рис.5.3. П...