Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Целью данного курсового проекта является выбор наиболее подходящей структурной схемы ТЭЦ по технико-экономическим показателям.

Теплофикационные станции (ТЭЦ) предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. Основное отличие ТЭЦ от главных районных электростанций (ГРЭС) состоит в использовании тепла «отработавшего» в турбинах пара для нужд промышленного производства, отопления и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается экономия топлива по сравнению с разделением выработки электроэнергии на ГРЭС и получением тепла на местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах и городах с большим потреблением электроэнергии и тепла. В целом на ТЭЦ производится около четверти всей вырабатываемой электроэнергии.

Основные задачи, решаемые в курсовом проекте: разработка вариантов главной схемы ТЭЦ, выбор генераторов и трансформаторов, технико-экономическое сравнение вариантов, выбор наиболее экономичного, выбор и обосновать схемы РУ всех напряжений, расчет токов к.з., выбор оборудования и токоведущих частей, выбор и обоснование конструкции РУ ВН, расчёт заземления.

Энергоносителем ТЭЦ является газ, а в качестве основной нагрузки потребителей - цветная металлургия

Генераторы ТЭЦ работают круглосуточно и независимо от времени года вырабатывают номинальную мощность. Избыток мощности отдается в энергосистему.

1. Выбор генераторов, трансформаторов, главной схемы

1.1 Выбор генераторов

По заданной номинальной мощности Рн=100Мвт и номинальному напряжению Uном=10 кВ выбирается турбогенератор типа ТВФ-120-2УЗ.

Номинальные параметры данного генератора приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Номинальные параметры генератора ТВФ-120-2УЗ

Ном. частота вращения n,	Рном	Sном	сosном	Iном	Uном	число выводов	x"d	Ta(3)	Цена
об/мин	МВт	МВЧА	о.е.	кА	кВ	шт.	о.е.	c	тыс. руб
3000	100	125	0,8	6,875	10,5	9	0,192	0,4	350

По заданной номинальной мощности Рн=63 МВт и номинальному напряжению

Uном=10 кВ выбирается турбогенератор типа ТВФ-63-2УЗ.

Номинальные параметры данного генератора приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Номинальные параметры генератора ТВФ-63-2УЗ

Ном. частота вращения n,	Рном	Sном	сosном	Iном	Uном	число выводов	x"d	Ta(3)	Цена
об/мин	МВт	МВЧА	о.е.	кА	кВ	шт.	о.е.	c	тыс. руб
3000	63	78,75	0,8	4,33	10	9	0,153	0,24	260

Название генератора ТВФ-120-2УЗ расшифровывается следующим образом:

Т-турбогенератор, ВФ - водородное форсированное охлаждение.

Система охлаждения:

а) обмоток статора - КВ(косвенное водородное)

б) стали ротора - НВ(непосредственное водородное)

в) обмоток ротора - НВ(непосредственное водородное)

Косвенное водородное охлаждение турбогенераторов

Объем охлаждающего водорода ограничивается корпусом генератора, в связи с чем охладители встраиваются непосредственно в корпус.

Водородное охлаждение эффективнее воздушного, так как водород как охлаждающий газ имеет ряд преимуществ.

Достоинства косвенного водородного охлаждения:

-- имеет в 1,51 раза больший коэффициент теплопередачи;

-- в 7 раз более высокая теплопроводность;

-- значительно меньшая плотность водорода по сравнению с воздухом позволяет уменьшить вентиляционные потери в 8-10 раз, в результате чего КПД генератора увеличивается на 0,8-1%;

-- водород не поддерживает горения, поэтому в генераторах с водородным охлаждением можно отказаться от устройства пожаротушения;

-- генераторы с косвенным водородным охлаждением могут работать при необходимости с воздушным охлаждением.

Недостатки косвенного водородного охлаждения:

--водород, заполняющий генератор в смеси с воздухом образует взрывоопасную смесь, поэтому должна быть обеспечена высокая газоплотность корпуса статора масляными уплотнениями вала, уплотнением токопроводов к обмоткам статора и ротора, уплотнением крышек газоохладителей, лючков и съемных торцевых щитов.

Непосредственное водородное охлаждение

Еще больший эффект по сравнению с косвенным водородным охлаждением дает непосредственное охлаждение, когда водород подается внутрь полых проводников обмотки.

Генераторы с непосредственным водородным охлаждением на воздушном охлаждении работать не могут, так как обмотка, рассчитанная на форсированное охлаждение водородом, при работе на воздушном охлаждении перегреется и выйдет из строя.

Система возбуждения:

ВЧ - возбуждение от машинного возбудителя переменного тока повышенной частоты, соединенного непосредственно с валом генератора через отдельно стоящее выпрямляющее устройство (тип:ВТД-490-3000УЗ).

Основное достоинство этого способа состоит в том, что возбуждение синхронного генератора не зависит от режима электрической сети и поэтому является наиболее надежным. Возбуждение самого возбудителя выполнено по схеме самовозбуждения.

Недостатки системы возбуждения определяются в основном недостатками самого возбудителя. Для турбогенераторов он обусловлен снижением работы генератора постоянного тока из-за вибрации и тяжелых условий щеток и коллектора.

Схема соединения обмоток - Y-Y.

1.2 Построение графиков нагрузки

Величина максимальной активной нагрузки, МВт,

, (1.1)

где - количество линий, шт;

- мощность одной линии, МВт.

Максимальная реактивная мощность потребителей, Мвар,

, (1.2)

Полная мощность потребителей, МВ·А,

, (1.3)

Для потребителей на напряжении 10 кВ:

МВт,

Мвар,

МВ•А.

Таблица 3- Значения мощности ступеней графика нагрузки потребителей 10 кВ

%	P	Q	S	t
	МВт	Мвар	МВ•А	ч
100	27,00	20,25	33,75	2920
95	25,65	19,24	32,06	5840

Рисунок 1-График нагрузки для потребителей 10 кВ

Для потребителей на напряжении 35 кВ:

МВт,

Мвар,

МВ•А.

Таблица 4- Значения мощности ступеней графика нагрузки потребителей 35 кВ

%	P	Q	S	t
	МВт	Мвар	МВ•А	ч
100	100	75	125	2920
95	95	71,25	118,75	5840

График нагрузки для потребителей 35 кВ строится аналогично, представлен ниже(приложение В)

1.3 Составление вариантов структурной схемы станции

Необходимо рассмотреть три варианта схемы. Между распределительными устройствами ВН и НН следует использовать два трансформатора или два трехобмоточных трансформатора, т.к. РУ 110 кВ и РУ 35 кВ. Целесообразно сооружать КРУ, т.к. мощность генераторов меньше 160МВ·А, отношение мощности нагрузки на РУ НН к мощности генераторов установленных на РУ НН составляет 13,5%, где - активная мощность нагрузки на РУ НН, МВт, - сумма активных мощностей генераторов установленных на РУ НН, МВт. Остальные генераторы подключаются к блочным трансформаторам или трёхобмоточным трансформаторам связи. Генераторы мощностью 100 МВт могут подключаться только к РУ 110 кВ, так как на 35 кВ трансформатор для этого генератора не выпускается. Генератор мощностью 63 МВт может подключаться как к шинам РУ 35кВ, так и к шинам РУ 110 кВ, а так же к выводам низшей обмотки трёхобмоточного трансформатора связи.

Наличие РПН необходимо для трансформаторов связи, а так же для блочных трансформаторов, к которым подключается КРУ. У блочных трансформаторов в РПН нет необходимости.

Ниже изображены три возможных варианта структурной схемы станции (рисунки 1 - 3).

Рисунок 2 - Первый вариант структурной схемы ТЭЦ

Рисунок 3 - Второй вариант структурной схемы ТЭЦ



Рисунок 4 - Третий вариант структурной схемы ТЭЦ

1.4 Выбор трансформаторов

1.4.1 Выбор блочных трансформаторов

Мощность блочного трансформатора для генератора 100 МВт, МВ•А,

, (1.4)

где РГ100, QГ100 - активная и реактивная мощность одного генератора, МВт, Мвар;

Рс.н100., Qс.н100. - активная и реактивная мощность нагрузки собственных нужд одного генератора, МВт, Мвар, определяются по формулам,

, (1.5)

,

где 0,05 - коэффициент, определяющий затраты вырабатываемой мощности на собственные нужды, о.е.

, (1.6)

, (1.7)

Мощность блочного трансформатора для генератора 63 МВт, МВ•А,

, (1.8)

где РГ63, QГ63 - активная и реактивная мощность одного генератора, МВт, Мвар;

Рс.н.63, Qс.н.63 - активная и реактивная мощность нагрузки собственных нужд одного генератора, МВт, Мвар, определяются по формулам,

где 0,05 - коэффициент, определяющий затраты вырабатываемой мощности на собственные нужды, о.е..

МВт, (1.9)

Мвар. (1.10)

МВт, (1.11)

Мвар (1.12)

Полученный результат подставляется в формулу (4) и (7)

ST100 = 118,75 МВ•А

ST63 = 76,238 МВ•А

Согласно полученным значениям выбираются блочные трансформаторы типа

ТДЦ-125000/110, ТРДЦН-125000/110, ТДЦ-80000/110, ТДЦ-80000/35. Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 5.

Таблица 5 Параметры блочных трансформаторов

Тип	Sном, МВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Uк, %	Iх, %	Рх, кВт	Рк, кВт	Цена, тыс. руб.
ТДЦ-125000/110	125	121	10,5	10,5	0,55	120	400	140
ТРДЦН-125000/110	125	115	10,5	11	0,55	105	400	196
ТДЦ-80000/110	80	121	10,5	11	0,6	85	310	113,7
ТДЦ-80000/35	80	38,5	10,5	10,5	0,3	53	280	73,66

1.4.2 Выбор трансформаторов связи для первого варианта

Для выбора трансформаторов связи определяется их наибольшая загрузка в различных режимах. Для этого составляется баланс мощности для трех характерных режимов: максимального, минимального, аварийного.

1) В режиме минимальных нагрузок потребителей 35кВ, МВ•А,

(1.13)

где - активная нагрузка в минимальном режиме, МВт;

- реактивная нагрузка в минимальном режиме, Мвар;

МВ•А.

2) В режиме максимальных нагрузок потребителей 35кВ передаваемая мощность определяется аналогично, МВ•А,

(1.14)

где - активная нагрузка в режиме максимальных нагрузок, МВт;

- реактивная нагрузка в режиме максимальных нагрузок, Мвар.

МВ•А.

3) Аварийный режим для схемы 1 не рассчитывается, т.к.отключение любого генератора не приведёт к изменению перетоков мощности через трансформатор связи.

Далее определяется номинальная мощность трансформатора, МВ·А,

Максимальный переток мощности в режиме максимальных нагрузок, поэтому номинальная мощность трансформаторов связи, выбирается исходя из условия:

, (1.15)

где коэффициент допустимой перегрузки трансформатора для аварийного режима ;

- число параллельных трансформаторов, шт.;

МВ•А.

Таким образом, выбираются два трансформатора по 63 МВЧА (ТДН-63000/110).

1.4.3 Выбор трансформаторов связи для второго варианта

Для выбора трансформаторов связи определяется их наибольшая загрузка в различных режимах. Для этого составляется баланс мощности для трех характерных режимов: максимального, минимального, аварийного.

1) В режиме минимальных нагрузок потребителей 35 кВ, МВ•А,

(1.16)

МВ•А.

2) В режиме максимальных нагрузок потребителей 35кВ передаваемая мощность определяется аналогично, МВ•А,

(1.17)

МВ•А.

3) В аварийном режиме, при отключении генератора и максимальной нагрузке потребителей, МВ•А,

(1.18)

МВ•А.

Далее определяется номинальная мощность трансформатора, МВ·А,

Максимальный переток мощности в аварийном режиме, поэтому номинальная мощность трансформаторов связи, выбирается исходя из условия:

, (1.19)

МВ•А.

Таким образом, выбираются два трансформатора по 40 МВЧА (ТДН-40000/110).

1.4.4 Выбор трансформаторов связи для третьего варианта

Для выбора трехобмоточных трансформаторов связи определяется наибольшая загрузка каждой обмотки в различных режимах. Для этого составляется баланс мощности для трех характерных режимов: максимального, минимального, аварийного.

Обмотка низшего напряжения. Для обмотки низшего напряжения рассчитывается только 1 режим - режим нормальной работы генератора.

(1.20)

МВ•А.

1. Обмотка среднего напряжения.

Для обмотки среднего напряжения рассчитывается 2 режима: минимальный и максимальный.

1) В режиме минимальных нагрузок потребителей 35кВ, МВ•А,

(1.21)

МВ•А.

2) В режиме максимальных нагрузок потребителей 35кВ передаваемая мощность определяется аналогично, МВ•А,

(1.22)

МВ•А.

2. Обмотка высшего напряжения.

Для обмотки высшего напряжения рассчитываются все 3 режима.

1) В режиме минимальных нагрузок потребителей 35 кВ, МВ•А,

(1.23)

МВ•А.

В режиме максимальных нагрузок потребителей 35кВ передаваемая мощность определяется аналогично, МВ•А,

, (1.24)

МВ•А.

2) В аварийном режиме, при отключении генератора и максимальной нагрузке потребителей, МВ•А,

(1.25)

МВ•А.

Далее определяется номинальная мощность трансформатора, МВ·А,

Максимальный переток мощности в режиме максимальных нагрузок, поэтому номинальная мощность трансформаторов связи, выбирается исходя из условия:

, (1.26)

МВ•А.

Таким образом, выбираются два трехобмоточных трансформатора по 63 МВЧА (ТДТН-40000/110).

Таблица 6- Номинальные параметры трансформаторов связи

Вариант схемы	Тип	Кол-во, шт	Sном, МВ·А	U, кВ	Iх, %	Uк , %	Px, кВт	Pк, Вт	Цена, тыс. руб.
				вн	сн	нн		вн-сн	вн-нн	сн-нн
1	ТДН-63000/110	2	63	115	-	38,5	0,5	-	10,5	-	50	245	80
2	ТДН-40000/110	2	40	115	-	38,5	0,55	-	10,5	-	34	170	63
3	ТДТН-63000/110/35	2	63	115	38,5	115	0,55	10,5	18	7	53	290	126

1.4.5 Выбор трансформаторов собственных нужд

Мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН) определяется по мощности нагрузки собственных нужд.

, (1.27)

где кс - коэффициент спроса, о.е.,

, (1.28)

, (1.29)

Выбирается четыре трансформатора собственных нужд ТМНС-6300/10.

Схема станции содержит КРУ и блоки генератор - трансформатор.

Место подключения должно обеспечивать наибольшую надёжность и экономичность.

Все четыре ТСН подключены к блокам генератор - трансформатор, т.к. это здесь обеспечивается экономичность за счёт трансформации энергии 10/6,3 кВ и надёжность.

Количество пускорезервных трансформаторов собственных нужд (ПРТСН) определяется по числу блоков. При четырёх блоках с генераторными выключателями и без них выбирается два ПРТСН.

Один из ПРТСН подключается к блоку генератор - трансформатор с КРУ, т.к. здесь обеспечивается экономичность за счёт трансформации энергии 10/6,3 кВ и надёжность за счёт одного преобразования энергии через блочный трансформатор. Второй ПРТСН подключается к шинам РУ 35кВ, т.к. в этом месте подключения обеспечивается достаточная надёжность и экономичность.

Для блоков с генераторами мощность пускорезервных трансформаторов собственных нужд выбирается на ступень выше.

Выбирается ТДНС-10000/35.

Параметры трансформаторов собственных нужд приведены в таблице 7.

Таблица 7 Параметры трансформаторов собственных нужд

Тип трансформатора	SНОМ, МВА	UНОМ, кВ	UК,%	PК, кВт	РХ, кВт
		ВН	НН
ТМНС-6300/10	6,3	10,5	6,3	8	46,5	8
ТДНС-10000/35	10	10,5	6,3	8	60	12

1.5 Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы

Экономическая целесообразность схемы определяется по критерию минимума дисконтированных издержек, предполагается, что инвестиции осуществляются в течение одного года, до момента начала строительства объекта.

, (1.30)

где к - номер варианта;

К - капитальные вложения, тыс. руб.;

Тр - расчетный период, год;

Иорк - затраты на обслуживание и ремонт, тыс. руб.;

Ипотк - стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб.;

i - коэффициент дисконтирования, о.е..

Т.к. сравниваемые варианты равноценны по надежности питания, то ущерб от недоотпуска электроэнергии не учитывается.

Капиталовложения К определяются по укрупненным показателя стоимости элементов схемы. Расчет капитальных затрат приведен в таблице 8.

Таблица 8 - Капитальные затраты

Оборудование	Ст-ть ед. тыс.руб.	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3
		Кол-во	Ст-ть	Кол-во	Ст-ть	Кол-во	Ст-ть
1	2	3	4	5	6	7	8
Тр-ры блочные:
ТДЦ-125000/110	140	1	140	1	140	1	140
ТРДЦН-125000/110	196	2	392	2	392	2	392
ТДЦ-80000/35	73,66	-	-	1	73,66	-	-
ТДЦ-80000/110	113,7	1	113,7	-	-	-	-
Тр-ры связи:
ТДН-63000/110	80	2	160	-	-	-	-
ТДН-40000/110	63	-	-	2	126	-	-
ТДТН-63000/110/35	126	-	-	-	-	2	252
Ячейки ОРУ:
35 кВ	14,3	6+1	100,1	7+1	114,4	6+1	100,1
110 кВ	42,6	8+2	426	7+2	383,4	7+2	383,4
Суммарная стоимость 110кВ			1231,7		941,4		1167,4
Итого			1331,8		1129,46		1267,5
Итого X60			79908		67767,6		76050

Предварительно принимаются схемы:

110 кВ - две рабочих системы шин с обходной;

35 кВ - две системы шин;

Издержки на обслуживание и ремонт Ир.о., тыс. руб,

Ио.р. = Но.р.К, (1.31)

где Но.р. - норматив отчислений на амортизацию и обслуживание, %, принимается равным:

· для силового оборудования до 35 кВ - 6,9%;

· для силового оборудования 110 кВ - 5,9%.

Потери электроэнергии могут быть оценены по среднему тарифу, тыс.руб,

(1.32)

где - средний тариф, принимается равным 150 коп./кВт·ч;

- потери электроэнергии в трансформаторах за год, кВт·ч.

Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле, МВт•ч,

, (1.33)

где - потери мощности холостого хода, кВт;

- потери мощности короткого замыкания, кВт;

- расчетная(максимальная) нагрузка трансформатора, МВЧА;

- номинальная мощность трансформатора, МВЧА;

- продолжительность работы трансформатора, равная 8760 ч;

- число часов максимальных потерь, ч.

Потери электроэнергии в трехобмоточном трансформаторе определяются по формуле, МВт•ч,

, (1.34)

- число часов максимальных потерь, ч, определяется по кривой в зависимости от числа часов использования максимальной нагрузки ,

, (1.35)

Для определения потерь электроэнергии в трансформаторах связи определяются значения перетоков мощности через них.

Мощность i-ой ступени, МВт,

Pi = |NгЧ(Pг - Pс, н)- Pн,i|, (1.36)

где Pн,i - мощность i-ой ступени графика нагрузки потребителей, МВт.

Перетоки мощности через трансформаторы представляются в виде таблиц.

Таблица 9 - Переток мощности через трансформаторы Т3,Т4 первого варианта и трансформаторы Т2 и Т3 для второго и третьего вариантов(Блочные трансформаторы с КРУ)

T	P	Q	S
Ч	МВт	Мвар	МВ•А
2920	81,5	61,125	101,875
5840	82,175	61,631	101,92

Таблица 10 - Переток мощности через трансформаторы Т5,Т6 для первого варианта

T	P	Q	S
Ч	МВт	Мвар	МВ•А
2920	60	45	75
5840	57	42,75	71,25

Таблица 11 - Переток мощности через трансформаторы Т5,Т6 для второго варианта

t	P	Q	S
ч	МВт	Мвар	МВ•А
2920	0,15	0,1125	0,188
5840	2,85	2,1375	3,563

Таблица 12 - Переток мощности через трансформаторы Т5,Т6 для третьего варианта

t	Pнн	Qнн	Sнн	Pсн	Qсн	Sсн	Pвн	Qвн	Sвн
ч	МВт	Мвар	МВ•А	МВт	Мвар	МВ•А	МВт	Мвар	МВ•А
2920	59,85	44,888	74,813	60	45	75	0,15	0,1125	0,188
5840	59,85	44,888	74,813	57	42,75	71,25	2,85	2,1375	3,563

Графики перетоков мощности представлены ниже (приложении В)

Продолжительность использования наибольшей нагрузки, ч/год,

, (1.37)

где Wгод - энергия, протекающая по трансформаторам связи за год, определяемая по графику перетоков мощности трансформаторов связи (рисунки 7 - 9), МВт·ч/год,

Wгод = еРiЧti, (1.38)

где: Рi - мощность i-ой ступени графика, МВт;

ti - время i-ой ступени графика, ч.

1.5.1 Дисконтированные издержки для первого варианта

1) Потери электроэнергии в блочном трансформаторе для генератора 63МВт, МВт•ч,

МВт•ч.

2) Потери электроэнергии в блочном трансформаторе для генератора 100МВт без КРУ, МВт•ч,

МВт•ч.

3) Потери электроэнергии в трансформаторах связи.

Продолжительность использования наибольшей нагрузки, ч,

,

Продолжительность максимальных потерь, ч,

ч.

Потери электроэнергии в трансформаторах, МВт•ч,

МВт•ч. Потери электроэнергии в блочных трансформаторах для генератора 100МВт с КРУ, МВт•ч,

Продолжительность использования наибольшей нагрузки, ч,

ч.

Продолжительность максимальных потерь, ч,

ч.

Потери электроэнергии в трансформаторах, МВт•ч,

МВт•ч.

Суммарные потери, МВт•ч,

ДW =2876,034+3889,44+2144,299+5997,009=14906,782 МВт•ч.

Годовые эксплуатационные издержки, тыс.руб,

ИОР = (0,059•1231,7+0,069•100,1)60=4774,632 тыс.руб.

Стоимость потерь электроэнергии, тыс.руб,

ИПОТ = 14906,7821,5 =22360,172 тыс.руб.

Окончательно дисконтированные издержки определятся, тыс.руб,

тыс.руб.

1.5.2 Дисконтированные издержки для второго варианта

1) Потери электроэнергии в блочном трансформаторе для генератора 63МВт, МВт•ч,

МВт•ч.

2) Потери электроэнергии в блочном трансформаторе для генератора 100МВт без КРУ, МВт•ч,

МВт•ч.

3) Потери электроэнергии в трансформаторах связи.

Продолжительность использования наибольшей нагрузки, ч,

ч.

Продолжительность максимальных потерь, ч,

ч.

Потери электроэнергии в трансформаторах, МВт•ч,

МВт•ч.

4) Потери электроэнергии в блочных трансформаторах для генератора 100МВт с КРУ, МВт•ч,

Продолжительность использования наибольшей нагрузки, ч,

ч.

Продолжительность максимальных потерь, ч,

ч.

Потери электроэнергии в трансформаторах, МВт•ч,

МВт•ч.

Суммарные потери, МВт•ч,

ДW =2389,447+3889,44+597,422+5997,009=12873,318 МВт•ч.

Годовые эксплуатационные издержки, тыс.руб,

ИОР = (0,059•1069,46+0,069•180,06)60=4531,337 тыс.руб.

Стоимость потерь электроэнергии, тыс.руб,

ИПОТ = 12873,3181,5 =19309,977 тыс.руб.

Окончательно дисконтированные издержки определятся, тыс.руб,

тыс.руб.

1.5.3 Дисконтированные издержки для третьего варианта

1) Потери электроэнергии в блочном трансформаторе для генератора 100МВт без КРУ, МВт•ч,

МВт•ч.

2) Потери электроэнергии в трансформаторах связи.

Продолжительность использования наибольшей нагрузки, ч,

ч,

ч,

ч,

Продолжительность максимальных потерь , ч,

ч,

ч,

ч,

Принимается:

, (1.39)

Потери электроэнергии в трёхобмоточных трансформаторах связи, МВт•ч,

3) Потери электроэнергии в блочных трансформаторах для генератора 100МВт с КРУ, МВт•ч,

Продолжительность использования наибольшей нагрузки, ч,

ч.

Продолжительность максимальных потерь, ч,

ч.

Потери электроэнергии в трансформаторах, МВт•ч,

МВт•ч.

Суммарные потери, МВт•ч,

ДW =3889,44+2673,489+5997,009=12559,938 МВт•ч.

Годовые эксплуатационные издержки, тыс.руб,

ИОР = (0,059•1208,2+0,069•100,1)60=4691,442 тыс.руб.

Стоимость потерь электроэнергии, тыс.руб,

ИПОТ = 12559,9381,5 =18839,907 тыс.руб.

Окончательно дисконтированные издержки определятся, тыс.руб,

тыс.руб.

Т.к. ДИ2<ДИ3<ДИ1, то наиболее экономически целесообразным является вариант структурной схемы 2.

1.6 Выбор и обоснование РУ всех напряжений

Распределительное устройство 110 кВ

РУ имеет 7 присоединений. Выбирается РУ с двумя рабочими и одной обходной системой шин. Как правило, обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений. Данное распределение присоединений увеличивает надёжность схемы, так как при КЗ на шинах отключается шиносоединительный выключатель и только половина присоединений.

Одним из важных требований к схемам на стороне 110 кВ является создание условий для ревизий и опробование выключателей без перерыва работы. Также необходимо учитывать количество присоединений и возможность расширения РУ. Рассмотренная схема рекомендуется для РУ 110кВ на электростанциях при числе присоединений до 12.

Преимущества схемы заключаются в следующем:

- быстрое восстановление питания присоединений при коротком замыкании на одной из секции путём переключения их на неповреждённую систему шин,

- в облегчении ремонта шин и шинных разъединителей,

- ремонт выключателя присоединения возможен без нарушения работы этого присоединения,

- схема имеет более высокую ремонтопригодность.

Недостатками схемы являются:

- отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединённых к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения. Ликвидация аварии затягивается, так как все операции по переходу с одной системы шин на другую производится разъединителями;

- повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, то есть приводит к отключению всех присоединений;

- большое количество операций разъединителями при выводе в ремонт и ревизию выключателей усложняет эксплуатацию РУ;

- необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

Распределительное устройство 35 кВ

РУ 35 кВ имеет 8 присоединений. Выбирается РУ с двумя системами сборных шин Системы шин не секционируются. Используется один шиносоединительный выключатель. Данная схема имеет ряд преимуществ по сравнению со схемой одна секционированная система шин, таких как появляется возможность поочерёдного ремонта системы шин, возможность деления схемы на 2 части для увеличения надёжности, снижение токов КЗ.

Схема КРУ

Схема КРУ имеет 22 присоединения. Применяется схема одна секционированная система шин. Так как КРУ получает питание от двух сдвоенных реакторов. Блочное соединение генераторов с повышающими трансформаторами уменьшает токи КЗ.

Преимущества схемы одна секционированная система шин:

- простота;

- наглядность;

- низкая стоимость;

- исключены ошибочные действия персонала с разъединителями.

Недостатки схемы:

- сложность ремонта;

- вероятность полного погашения схемы при повреждении секционного выключателя.

Схема собственных нужд

В качестве схемы собственных нужд выбирается схема одна секционированная система шин, но так как мощность генератора менее 160МВт, то устанавливается одна секция на блок. Для присоединения ПРТСН применяются две независимые магистральные шины.

2. Расчет токов короткого замыкания, ударных токов и тепловых импульсов

2.1 Расчет параметров схемы замещения

Для расчета составляется схема замещения, изображенная ниже (рисунок 7). Расчетная схема - однолинейная электрическая схема проектируемой ТЭЦ, в которую включены все источники питания, трансформаторные связи, связь с энергосистемой. Месторасположение точки КЗ выбирается таким образом, чтобы через оборудование протекал наибольший ток КЗ, который и будет являться расчетным. Расчетное время оценивается в зависимости от цели расчета. Расчетным видом КЗ принимается трехфазное короткое замыкание. Принимаются допущения при расчете тока к.з пренебрегают влиянием нагрузки , а при к.з на шинах резервного питания влиянием двигателей .

За основную выбирается ступень напряжением Uосн б = 110кВ,

базисная мощность Sб = 2000 МВ·А.

Базисные напряжения ступеней, кВ,

,

,

,

,

Базисные токи ступеней, кА,

,

,

,

,

.

Расчет элементов схемы.

Сопротивление трансформаторов, о.е.,

, (2.1)

,

,

,

,

,

.



Рисунок 7 - Схема замещения исследуемого варианта структурной схемы ТЭЦ

Сопротивление и ЭДС генераторов, о.е.,

, (2.2)

, (2.3)

Сопротивление линии,

, (2.4)

Сопротивление и ЭДС системы,

, (2.5)

, (2.6)

Расчет токов КЗ производится с помощью ЭВМ для точек 1 (КЗ на шинах 110 кВ), 2 (КЗ на шинах 35 кВ), 3 (КЗ на шинах 10 кВ) и для точки 4(КЗ на шинах системы собственных нужд).

Расчет "вручную" токов КЗ в точке 1.

Производится преобразование схемы относительно точки КЗ.

2.2 Расчет токов КЗ в точках К1, К2, К3

Расчет токов КЗ для точки К1

Преобразование схемы для расчета тока КЗ в точке К1 изображено ниже (рисунок 8).

Рисунок 8 - Эквивалентная схема для точки К1

Параметры элементов расчетной схемы замещения:

, (2.7)

, (2.8)

, о.е..

, (2.9)

, (2.10)

Производятся дальнейшие преобразования схемы (рисунок 9).

Рисунок 9 - Эквивалентная схема для точки К1

, (2.11)

, (2.12)

(2.13)

Производятся дальнейшие преобразования схемы (рисунок 10).

Рисунок 10 - Эквивалентная схема для точки К1

, (2.14)

;

. (2.15)



, (2.16)

, (2.17)

Результаты расчетов на ЭВМ для всех точек представлены ниже (Приложение Б).

2.3 Определение ударных токов, периодических и апериодических составляющих токов КЗ

Расчет производится для точки К1.

2.3.1 Определение ударных токов

Ударный ток КЗ, кА,

, (2.18)

где - ударный коэффициент, определяемый по таблице, о.е.,

- базисный ток той ступени, где находится точка КЗ.

Генераторы Г1,Г2,Г3: ;

Генераторы Г4: ;

Система: ;

Суммарный ударный ток к.з, кА,

2.3.2 Расчет времени для определение токов к.з.

Минимальное время отключения токов к.з., с,

, (2.19)

где собственное время отключения выключателя, с,

минимальное время действия релейной защиты, с,

=0,01с;

Максимальное время отключения токов к.з., с,

, (2.20)

где -максимальное время действия релейной защиты (при расчете Вк -= 0,1с),

-полное время отключения выключателя ,с.

На РУ 110 кВ намечается к установке ВМТ-110Б/1000УХЛ1 с параметрами:

0,05с,

= 0,08c.

Минимальное время отключения токов к.з., с,

0,05+0,01=0,06c.

Максимальное время отключения токов к.з., с,

0,1+0,08=0,18c.

2.3.3 Определение периодических и апериодических составляющих токов КЗ

Периодическая составляющая тока КЗ определяется двумя составляющими: от системы - и от генераторов : принимается неизменной во времени, кА:

, (2.22)

Для системы:

кА.

Для генераторов не удаленных от места к.з.,

, (2.23)

где - коэффициент затухания периодической составляющей, определяется по кривым.

Номинальный ток генераторов, приведенный к напряжению 110 кВ,

, (2.24)

,

,

.

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ от генератора, кА,

кА,

кА,

кА,

Определяется удаленность точки к.з. от генераторов по условию,

, (2.25)

,

условие не выполняется и к.з. в точке К1 для генератора G1 считается не удаленным.

Для кА, .

,

условие не выполняется и к.з. в точке К1 для генераторов G2 и G3 считается не удаленным.

Для кА, .

,

условие не выполняется и к.з. в точке К1 для генератора G4 считается не удаленным.

Для кА, .

, кА.

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени , кА,

, (2.26)

- момент времени, когда ток КЗ достигает своего наибольшего значения, с,

с,

Система: Tас =0,02с;

Генераторы G1,G2,G3: Tаг =0,4с;

Генераторы G4: Tаг =0,25с;

.

2.4 Расчет тепловых импульсов

Расчет теплового импульса производится по следующей формуле, кА2Чс,

, (2.27)

кА2Чс.

Результаты расчетов для точек К1, К2 и К3 представлены в таблице 13.

2.5 Расчёт теплового импульса в точке К3

Тепловой импульс на выводах генератора, кА2с,

Bk=Bк,п+Bк,а, (2.28)

, (2.29)

, (2.30)

B* и Q* относительный квадратичный и токовый интегралы выбранные по /2/ стр.53

,

Суммарный интеграл Джоуля:

Вк=978,253+693,922=1672,175 кА2с

2.6 Расчёт токов КЗ в системе собственных нужд

Рисунок 11 - Схема замещения для расчёта тока КЗ в точке К4

Результаты расчет на ЭВМ для точки 4 представлены ниже (Приложение Б). станция короткий замыкание импульс

Результаты расчетов для точки К4 представлены в таблице 13.

Таблица 13 - Расчет токов КЗ

Точка КЗ			источ-ник				вык.
-	кВ	кА	-	кА	-	кА	С	кА	кА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
К1	110	10,497	Г1	2,33	1,975	19,937	0,06	2,004	7,355	26,662
			Г2,Г3	4,808	1,975			4,039
			Г4	1,27	1,955	3,512		1,168	1,299
			С	3,138	1,608	7,137		3,138	0,234
				11,546		30,586		10,349	8,875
К2	36,826	31,356	Г	5,142	1,955	14,217	0,06	4,474	5,311	56,585
			С	8,623	1,82	22,2		8,623	7,115
				13,734		36,417		13,097	12,426
К3	10,043	114,976	Г	39,667	1,975	110,792	0,16	24,902	24,902	1672,175
			С	38,517	1,9	103,495		38,517	10,986
				78,759		214,287		67,871	35,888
К4	6,026	191,62	Д	3,968	1,65	9,259	0,1	0,952	0,46	63,139
			С	4,216	1,817	10,834		4,216	0,645
				8,174		20,093		5,166	1,150

3. Выбор оборудования

3.1 Определение расчетных условий для выбора аппаратов и проводников по продолжительным режимам работы

Определяются нормальные токи и токи наиболее тяжелых режимов для всех присоединений, в которых выбираются проводники и аппараты.

Генераторы:

Наибольший ток нормального режима, кА,

, (3.1)

Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима, кА,

, (3.2)

где 0,95 - условие, при котором наибольший ток послеаварийного режима определяется при условии работы генератора при уменьшении напряжения на 5%.

Трансформаторы связи Т5,Т6:

В цепи двухобмоточного трансформатора связи со стороны ВН и НН принимается

, (3.3)

ВН:

НН:

Блочные трансформаторы:

В цепи двухобмоточного блочного трансформатора со стороны ВН и НН принимается

, (3.4)

ВН:

НН:



Линии нагрузки 35 кВ:

, (3.5)

, (3.6)

где n - число линий.

Линии нагрузки 10 кВ:

Полученные значения токов сведены в таблицу 14.

Таблица 14 - Токи продолжительных режимов

Ток, кА
	Г1-3	Г4		Т1	Т2,Т3	Т4	Т5,Т6	Потреб. 35кВ	Потреб. 10кВ	РУ 110кВ	РУ 35кВ
	6,873	4,33	ВН	0,596	0,628	1,2	0,201	0,309	0,108	0,628	1,2
			НН	6,873	6,873	4,398	0,6
	7,235	4,56	ВН	0,596	0,628	1,2	0,281	0,412	0,115	0,628	1,2
			НН	6,873	6,873	4,398	0,84

3.2 Выбор выключателей, разъединителей

Заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость параметров поэтому выбор выключателей допустимо производить по важнейшим параметрам.

Выбор выключатели для РУ 110 кВ

Выбираются выключатели ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1,

разъединители РНДЗ.1-110/1000 У1.

Их данные сведены в таблицу 15.

Таблица 15 - Данные выключателей и разъединителей для РУ 110 кВ

Расчетные данные	Условие выбора	Каталожные данные
		Выключатель ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1	Разъединитель РНДЗ.1-110/1000 У1
Uуст=110 кВ		Uном=110 кВ	Uном=110 кВ
Imax=0,281 кА		Iном=1,00 кА	Iном=1,00 кА
Iп,=10,349 кА		Iотк,ном=20 кА	-
iа,=8,875 кА		-	-
Iп,0=11,546 кА		Iдин=20 кА	-
iуд=30,586 кА		iдин=52 кА	iдин=80 кА
Вк=26,662кА2с		I2терtтер=1200 кА2с	I2терtтер=3969 кА2с

Выбор выключателя для РУ 35 кВ

Выбираются выключатели ВМКЭ-35Б-16/1000У1,

разъединители РНДЗ.1-35/2000У1.

Их данные сведены в таблицу 16.

Таблица 16 - Данные выключателей и разъединителей для РУ 35 кВ

Расчетные данные	Условие выбора	Каталожные данные
		Выключатель ВМКЭ-35Б-16/1000У1	Разъединитель РНДЗ.1-35/2000У1
Uуст=35 кВ		Uном=35 кВ	Uном=35 кВ
Imax=0,84 кА		Iном=1,00 кА	Iном=2,0 кА
Iп,=13,097 кА		Iотк,ном=16 кА	-
iа,=12,426 кА		-	-
Iп,0=13,734 кА		Iдин=25 кА	-
iу=36,417 кА		iдин=64 кА	iдин=80 кА
Вк=56,585 кА2с		I2терtтер=1089 кА2с	I2терtтер=992,25 кА2с

Выбор выключателя на генераторном напряжении

Выбираются выключатели ВГМ-20-90/11200У3,

разъединители РВПЗ.1-20/12500У3.

Их данные сведены в таблицу 17.

Таблица 17 - Данные генераторных выключателей

Расчетные данные	Условие выбора	Каталожные данные
		Выключатель ВГМ-20-90/11200У3	Разъединитель РВПЗ.1-20/12500У3
Uуст=10,5 кВ		Uном=20 кВ	Uном=20 кВ
Imax=7,235 кА		Iном=11,2 кА	Iном=12,5 кА
Iп,=38,517 кА		Iотк,ном=90 кА	-
iа,=24,902 кА		iа,ном=25,456 кА	-
Iп,0=39,667 кА		Iдин=125 кА	-
iу=110,792 кА		iдин=320 кА	iдин=490 кА
Вк=1672,175 кА2с		I2терtтер=44100 кА2с	I2терtтер=129600 кА2с

Выбор выключателя для системы собственных нужд

В...