Расчет основных технико-экономических показателей Заларинской ГРЭС

Таблица 3.5.3 - Годовые издержки от потерь энергии в трансформаторах

Вариант №1
Трансформатор	W, МВт•час	Кол-во тр-в	Ипот, тыс.руб
Блочный трансформатор ТДЦ-630000/220	11249,19	5	140614,87
Автотрансформатор связи 3хАОТДЦН-500000/500/220		2	8921,3
Итого, тыс.руб/год:	149536,17
Вариант №2
Трансформатор	W, кВт•час	Кол-во тр-в	Ипот, тыс.руб
Блочный трансформатор ТДЦ-630000/220	11249,19	4	112491,9
Блочный трансформатор ТДЦ-630000/500	11639,8	1	29099,5
Автотрансформатор связи АТДЦН-500000/500/220		2	19598,2
Итого, тыс.руб/год:	161189,6
Вариант №3
Трансформатор	W, кВт•час	Кол-во тр-в	Ипот, тыс.руб
Блочный трансформатор ТДЦ-630000/220	11249,19	4	112491,9
Группа автотрансформаторов связи 3АОДЦТН-267000/500/220		2	17348,65
Итого, тыс.руб/год:	129840,55

Таблица 3.5.4 - Функция дисконтированных издержек для различных вариантов схемы

Параметр	Значение
	Вариант №1	Вариант №2	Вариант №3
Капвложения, тыс.руб	1020906	767484	905922
Издержки на ремонт и обслуживание, тыс.руб/год	44919,864	33769,296	39860,568
Издержки от потерь энергии, тыс.руб/год	149536,17	161189,6	129840,55
Дисконтированные издержки, млн.руб	25752830	19673937	22833946,2
Относительное повышение дисконтированных издержек по сравнению с вариантом №2, %	30,89	-	16,06

На основании проведённого сравнения однозначно определяем вариант №2 структурной схемы станции как наиболее предпочтительный по своим технико-экономическим показателям. Варианты №1 и 3 из дальнейшего рассмотрения исключаются.

3.2 Расчёт токов короткого замыкания и тепловых импульсов

Короткими замыканиями (далее КЗ) называют замыкания между фазами, замыкания фаз на землю (нулевой провод) в сетях с глухо- и эффективно заземлёнными нейтралями, а также витковые замыкания в электрических машинах.

Короткие замыкания, как привило, сопровождаются увеличением токов в повреждённых фазах до значений, превосходящих в несколько раз номинальные значения. Протекание токов КЗ приводит к увеличению потерь электроэнергии в проводниках и контактах, что вызывает их повышенный нагрев. Для обеспечения надёжной работы и сохранности оборудования режим КЗ должен быть отключен, для чего необходимо иметь рассчитанные токи КЗ в различных точках электроустановки. При выборе электрических аппаратов и проводников также необходимо учитывать рассчитанные токи КЗ и тепловые импульсы.

Таким образом, расчет токов КЗ является необходимым для отстройки релейной защиты и выбора коммутационных аппаратов, токоведущих частей и др.

3.2.1 Расчётная схема

Под расчётной схемой электроустановки понимают однолинейную схему с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на ток КЗ и поэтому должны быть учтены при выполнении расчётов.

Расчётная схема, составленная на основании принятого к окончательному рассмотрению варианта №2 структурной схемы станции, представлена на рисунке 3.1 б. Для каждой электрической ступени напряжения примем своё среднее напряжение (6.3, 20, 230 и 515 кВ), считая в дальнейшем, что номинальное напряжение элементов, включенных на данную ступень, равно среднему. На расчётной схеме наметим 4 характерные точки КЗ (К1-К4). Каждая из точек КЗ находится внутри своей зоны, имеющей общие расчётные условия для последующего выбора коммутационных аппаратов и проводников.



3.2.2 Схема замещения

По расчетной схеме составим электрическую схему замещения в относительных единицах (см. рисунок 3.3). За базисную мощность и напряжения примем величины: Sб=1000 МВА; Uб(500)=515 кВ; Uб(220)=230 кВ; Uб(20)=20 кВ; Uб(6)=6.3 кВ. Ниже приводится расчёт сопротивлений и ЭДС элементов схемы замещения.

ЭДС системы, о.е.:

Рисунок 3.2 - Расчётная схема

Сопротивление системы с учётом сопротивления линии связи, о.е.:

,

где Iном.откл - номинальный ток отключения выключателя, кА. Ориентировочно приняв выключатель на линии связи с системой марки ВВМ-500Б-31.5/2000ХЛ1 по [10, таблица 5.2] принимаем Iном.откл=31.5;

Худ - удельное сопротивление линии электропередачи 500 кВ связи станции с системой, Ом/км. По [9, таблица 3.3] принимаем Худ=0.3;

L - длина линии электропередачи связи станции с системой, км. Следует принять L=300.

Сопротивление генератора, о.е.:

,

ЭДС генератора, о.е.:

,

Рисунок 3.3 - Схема замещения

Сопротивление автотрансформатора связи, о.е.:

,

где Uк - напряжение короткого замыкания автотрансформатора, %. Следует принять Uк=12;

Sат.ном - номинальная мощность автотрансформатора, МВА. Следует принять Sат.ном=801.

Сопротивление блочного трансформатора, о.е.:

,

где Uк - напряжение короткого замыкания автотрансформатора, %. Следует принять Uк=14;

Sт.ном - номинальная мощность трансформатора, МВА. Следует принять Sат.ном=630.

Для расчёта сопротивления рабочего трансформатора собственных нужд следует определить его марку. Трансформатор выберем упрощённо, по максимальной мощности собственных нужд одного блока:

,

В соответствии с рассчитанной мощностью по [10, таблица 3.4] выбираем трансформатор марки ТРДНС-63000/35, имеющий следующие параметры: Sном=63 МВА; Uв.ном=36,75 кВ; Uн.ном=6.3-6.3 кВ; Pх=50 кВт; Pквн=145 кВт; Uквн-нн=12.7 %; Uкнн1-нн2=40 %; Iх=0.5 %. Поскольку выбранный трансформатор имеет расщеплённую обмотку низшего напряжения, то в схему замещения он вводится трёхлучевой звездой.

Сопротивление высшей обмотки трансформатора по [9, таблица 3.2], о.е.:

,

Сопротивление одной части обмотки низшего напряжения трансформатора по [9, таблица 3.2], о.е.:

,

3.2.3 Расчёт токов КЗ и тепловых импульсов

Расчёт начального значения периодической составляющей тока КЗ при КЗ в узлах 1,2,3,6 и 8 (см. рисунок 3.3) произведём на ЭВМ при помощи программы TKZ. Результаты расчёта представлены в таблицах 3.7-3.11

Таблица 3.7 - Результаты расчет токов КЗ в узле 1

Номер ветви	Начало ветви	Конец ветви	Ток	Номер узла	Hапpяжение
			модуль	фаза		модуль	фаза
1	0	1	4,8303	-90	1	0	0
4	1	2	1,5798	90	2	0,2452	0
5	1	2	1,5798	90	3	1,147	0
6	0	2	1,1144	90	4	1,147	0
7	0	2	1,4247	-90	5	1,147	0
8	0	2	1,4247	-90	6	0,2452	0
9	0	2	1,4247	-90
10	0	1	1,7965	-90
11	3	4	0	-90
12	0	3	0	-90
13	4	5	0	90
14	4	5	0	90
15	2	6	0	-90

Таблица 3.8 - Результаты расчет токов КЗ в узле 2

Номер ветви	Начало ветви	Конец ветви	Ток	Номер узла	Hапpяжение
			модуль	фаза		модуль	фаза
1	0	1	3,2042	-90	1	0,3431	0
4	1	2	2,2371	-90	2	0	0
5	1	2	2,2371	-90	3	1,147	0
6	0	2	0,0446	90	4	1,147	0
7	0	2	1,7965	-90	5	1,147	0
8	0	2	1,7965	-90	6	0,0098	0
9	0	2	1,7965	-90
10	0	1	1,2699	-90
11	3	4	0	-90
12	0	3	0	-90
13	4	5	0	90
14	4	5	0	90
15	2	6	0	-90

Таблица 3.9 - Результаты расчет токов КЗ в узле 3

Номер ветви	Начало ветви	Конец ветви	Ток	Номер узла	Hапpяжение
			модуль	фаза		модуль	фаза
1	0	1	0,8342	-90	1	0,829	0
4	1	2	0,6683	-90	2	0,7294	0
5	1	2	0,6683	-90	3	0	0
6	0	2	3,3156	90	4	0,0028	0
7	0	2	0,6597	-90	5	0,0028	0
8	0	2	0,6597	-90	6	0,7294	0
9	0	2	0,6597	-90	1	0,829	0
10	0	1	0,5024	-90
11	3	4	0	-90
12	0	3	2,7705	-90
13	4	5	0	-90
14	4	5	0	-90
15	2	6	0	-90

Таблица 3.10 - Результаты расчет токов КЗ в узле 5

Номер ветви	Начало ветви	Конец ветви	Ток	Номер узла	Hапpяжение
			модуль	фаза		модуль	фаза
1	0	1	0,8342	-90	1	0,829	0
4	1	2	0,6683	-90	2	0,7294	0
5	1	2	0,6683	-90	3	0,9517	0
6	0	2	3,3156	90	4	0,8329	0
7	0	2	0,6597	-90	5	0	0
8	0	2	0,6597	-90	6	0,7294	0
9	0	2	0,6597	-90
10	0	1	0,5024	-90
11	3	4	0,473	-90
12	0	3	0,473	-90
13	4	5	0,2365	-90
14	4	5	0,2365	-90
15	2	6	0	-90

Таблица 3.11 - Результаты расчет токов КЗ в узле 6

Номер ветви	Начало ветви	Конец ветви	Ток	Номер узла	Hапpяжение
			модуль	фаза		модуль	фаза
1	0	1	1,4128	-90	1	0,7104	0
4	1	2	1,0513	-90	2	0,5537	0
5	1	2	1,0513	-90	3	1,147	0
6	0	2	2,517	90	4	1,147	0
7	0	2	0,9372	-90	5	1,147	0
8	0	2	0,9372	-90	6	0	0
9	0	2	0,9372	-90
10	0	1	0,6898	-90
11	3	4	0	-90
12	0	3	0	-90
13	4	5	0	90
14	4	5	0	90
15	2	6	2,3972	-90

По рассчитанным на ЭВМ начальным значениям периодической составляющей тока КЗ в относительных единицах произведём пересчёт полученных значений в именованные единицы путём умножения относительного значения на базисный ток соответствующей ступени напряжения. Результаты данного расчёта представлены в таблице 3.12.

Таблица 3.12 - Начальное значение периодической составляющей тока КЗ

КЗ в узле 1
№ ветви по рисунку 3.3	Uб, кВ	Iб, кА	Iпо*, по таблице 3.7, о.е.	Iпо, кА
1 (Система)	515	1.12	4,8303	5,40
4 (АТ связи)	515	1.12	1,5798	1,75
5 (АТ связи)	515	1.12	1,5798	1,75
10(G1)	515	1.12	1,7965	2,01
Суммарное значение Iпо, кА:	10,9
КЗ в узле 2
№ ветви по рисунку 3.3	Uб, кВ	Iб, кА	Iпо*, по таблице 3.8, о.е.	Iпо, кА
4 (АТ связи)	515	1.12	2,2371	2,49
5 (АТ связи)	515	1.12	2,2371	2,49
6 (Генератор 1)	230	2.51	0,0446	0,11
7 (Генератор 2)	230	2.51	1,7965	4,5
8 (Генератор 3)	230	2.51	1,7965	4,5
9 (Генератор 4)	230	2,51	1,7965	4,5
Суммарное значение Iпо, кА:	18,61
КЗ в узле 3
№ ветви по рисунку 3.3	Uб, кВ	Iб, кА	Iпо*, по таблице 3.9, о.е.	Iпо, кА
4 (Блочный Т генератора 1)	230	2.51	3,3156	8,48
9 (Генератор 1)	20	28.9	2,79	79,76
Суммарное значение Iпо, кА:	88,24
КЗ в узле 5
№ ветви по рисунку 3.3	Uб, кВ	Iб, кА	Iпо*, по таблице 3.10, о.е.	Iпо, кА
12 (Трансформатор СН)	6.3	91.6	0,2365	21,66
Суммарное значение Iпо, кА:	21,66

Ударный ток при КЗ в узле 1 (шины РУ 500 кВ), кА:

,

где Iпо - суммарное значение начальной периодической составляющей тока КЗ, кА. В соответствии с таблицей 3.11 следует принять Iпо=11,7;

Ку- ударный коэффициент. По [9, таблица 3.8] принимаем Ку=1.85.

Время существования режима КЗ, с:

,

где tрз - время работы релейной защиты, с;

tоткл -полное время отключения выключателя, с.

Поскольку ни одна из составляющих времени существования режима КЗ не известна, и на данном этапе определена быть не может, принимаем по [9, рисунок 3.61] приближённое значение =0.2 с.

Место КЗ находится на значительном электрическом удалении от генерирующих источников, поэтому периодическую составляющую тока КЗ во времени можно считать неизменной. Тогда значение периодической составляющей тока КЗ к моменту времени после возникновения КЗ определится, кА:

,

Апериодическая составляющая тока КЗ к моменту времени , кА:

,

где e - основание натурального логарифма. е=2.718;

Ta- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с. По [9, таблица 3.8] принимаем Ta=0.06.

Суммарный тепловой импульс при КЗ в узле 1, кА2•с:

,

Расчеты в остальных точках КЗ аналогичны и сведены в таблицу 3.12

Таблица 3.12 - Результаты расчёта токов КЗ и тепловых импульсов

КЗ в узле	Iпо, кА	Kуд	iуд, кА	, c	Iп, кА	iа, кА	Bк, кА2•с
1	10,9	1.850	28,51	0.2	11,7	0.59	35,59
2	18,9	1.717	51,25	0.2	26,39	1,33	181,07
3	88,24	1.970	173,8	0.3	88,24	0,84	2803,06
6	21,66	1.820	62,43	0.6	25,64	0	433,89



3.3 Выбор схем распределительных устройств повышенного напряжения

Распределительные устройства повышенного напряжения создаются для получения по возможности как можно более быстрого, эффективного и надёжного перераспределения мощности, вырабатываемой генераторами.

В рассматриваемом случае следует выбрать два распределительных устройства напряжением 220 и 500 кВ. Выбор должен быть произведён в соответствии с требованиями к схемам РУ [1], известным напряжением и количеством присоединений. Для определения количества присоединений необходимо рассчитать число воздушных линий электропередачи на каждую из нагрузок. Для связи с системой следует применить одну двухцепную линию.

Необходимое количество воздушных линий напряжением 220 кВ для обеспечения электроснабжения каждого потребителя может быть определено в соответствии с известными мощностями нагрузки каждого потребителя и наибольшей для воздушной линии передаваемой мощности на одну цепь, определяемой по справочной литературе.

По [7, таблица 8.2] принимаем для воздушной линии 220 кВ наибольшую передаваемую мощность на одну цепь в пределах 150300 МВт при наибольшей длине передачи 250150 км соответственно.

Тогда необходимое количество линий к нагрузке №1, шт.:

,

где Pн1 - максимальная мощность потребителей нагрузки №1, МВт. С учётом коэффициента спроса это значение определено в главе 2 и составило Pн1=1390;

Pmax - наибольшая передаваемая мощность для линии 220 кВ на одну цепь, МВт. В соответствии с заданным расстоянием до потребителя L1=200 км и [7, таблица 8.2] принимаем Pmax=200.

Необходимое количество линий к нагрузке №2, шт.:

,

где Pн2 - максимальная мощность потребителей нагрузки №2, МВт. С учётом коэффициента спроса это значение определено в главе 2 и составило Pн2=720;

Pmax - наибольшая передаваемая мощность для линии 220 кВ на одну цепь, МВт. В соответствии с заданным расстоянием до потребителя L1=180 км и [7, таблица 8.2] принимаем Pmax=200.

Таким образом, для обеспечения электроснабжения первого потребителя необходимо сооружение семи линий электропередачи, а для снабжения второго потребителя 4 линий электропередачи напряжением 220 кВ.

В соответствии с принятой ранее структурной схемой станции РУ 220 кВ имеет следующие присоединения: четыре блока Г-Т, одинацать ЛЭП, отходящие на нагрузку, два автотрансформатора связи и пускорезервный трансформатор собственных нужд (всего 18 присоединений). РУ 500 кВ имеет присоединения: два автотрансформатора связи, двухцепная ЛЭП связи станции с энергосистемой и блок Г-Т (всего 5 присоединения). В общем случае РУ повышенных напряжений электрических станций должны отвечать следующим основным требованиям:

Быть по возможности более простыми и экономичными как по конечной схеме, так и по этапам её развития [1, п. 8.10.7];

Иметь наименьшее количество операций с выключателями и разъединителями при режимных переключениях, выводе в ремонт отдельных цепей и при отключении повреждённых участков в аварийных режимах [1, п. 8.10.7];

Ремонт любого из выключателей напряжением 110 кВ и выше должен быть возможен без отключения присоединения [1, п. 8.10.5];

Отключение линии, как правило, должно производиться не более чем двумя выключателями; отключение повышающих трансформаторов, трансформаторов связи должно производиться не более чем тремя выключателями РУ каждого повышенного напряжения [1, п. 8.10.4].

В соответствии с [1, п. 8.12] для распределительного устройства 220 кВ с большим числом присоединений может быть применена схема с двумя основными и третьей обходной системами шин, с одним выключателем на цепь. Данная схема при числе присоединений 18 обязывает секционировать рабочие системы шин [1, п. 8.12.1]. Обходная система шин должна быть при любом числе присоединений и охватывать выключатели всех линий и трансформаторов [1, п. 8.13]. Кроме того, при мощности генераторов 500 МВт схема с двумя не секционированными рабочими системами шин и третьей обходной системой шин, должна иметь отдельные обходной и шиносоединительный выключатели (совмещение функции обходного выключателя с шиносоединительным не допускается) [1, п. 8.13.3].

В соответствии с вышеизложенным окончательно для РУ 220 кВ принимаем схему с двумя секционированными рабочими и обходной системами шин, с одним выключателем на цепь и отдельными обходным и шиносоединительным выключателями

Для РУ 500 кВ в соответствии с [1, п. 8.12.2] могут применяться схемы с одним или двумя многоугольниками при числе присоединений до 6 к каждому. Для рассматриваемого случая - при числе присоединений 5 применяется полуторная схема с 3 выключателями на 2 присоединения.

Таким образом, выбранные схемы для РУ обеих напряжений соответствуют требованиям [1], и являются приемлемыми как с точки зрения надёжности, так и экономичности.

3.4 Выбор схемы электроснабжения собственных нужд станции

Кроме основных агрегатов - паровых котлов, турбин и генераторов, электростанция оснащается большим количеством механизмов, обслуживающих или автоматизирующих работу основных агрегатов и вспомогательных устройств станции. Все механизмы вместе с их приводными двигателями, источниками питания, внутристанционными электросетями и РУ, устройствами освещения и др. входят в один объединённый комплекс - собственные нужды станции (далее СН).

Поскольку все пять генераторов станции включены по схеме блоков Г-Т, питание СН следует осуществить путём устройства ответвлений от блоков с установкой в цепях этих ответвлений трансформаторов [1, п. 8.18]. Данные трансформаторы будут обеспечивать рабочее питание СН станции. В главе 3.2 настоящего дипломного проекта были выбраны рабочие трансформаторы СН марки ТРДНС-63000/35.

Помимо рабочих, на станции должны быть предусмотрены резервные трансформаторы СН, мощность каждого из которых ввиду отсутствия генераторных выключателей должна обеспечить замену рабочего трансформатора одного блока и одновременный пуск или аварийный останов другого блока [1, п. 8.26] (трансформаторы в таком случае несут функции пускорезервного трансформатора СН). Исходя из известной мощности генераторов - 500 МВт и числу блоков - 5 по [1, п. 8.22] определяем, что при данных параметрах станции на ней должно быть установлено 2 пускорезервных трансформатора СН. При питании СН только ответвлениями от блоков Г-Т один из пускорезервных трансформаторов присоединяется к сборным шинам РУ повышенного напряжения с низшим номинальным напряжением при условии, что эти шины могут получать питание от внешней сети при остановке генераторов станции, в том числе через автотрансформаторы связи [1, п. 8.19]. Мощность каждого ПРТСН в рамках курсового проекта не рассчитывается и упрощённо принимается на ступень больше мощности рабочего трансформатора СН. По [10, таблица 3.8] выбираем два пускорезервных трансформатора марки ТРДЦН-100000/220, имеющих следующие параметры: Sном=100 МВА; Uв.ном=230 кВ; Uн.ном=6.3-6.3 кВ; Pх=50 кВт; Pквн=170 кВт; Uквн-нн=11.5 %; Uкнн1-нн2=28 %; Iх=0.6 %.

Распределительное устройство 6 кВ СН станции выполняется с одной системой сборных шин, количество секций которых на станции с блочной тепловой схемой при мощности блоков 160 МВт и более - две секции на блок [1, п. 8.20].. Потребители СН 6 кВ каждого блока также равномерно распределяются между двумя секциями каждого блока. Кроме того, к секциям РУ СН 6 кВ присоединяются рабочие и резервные трансформаторы СН второй ступени трансформации - 6/0.4 кВ.

Нагрузка 0.4 кВ питается и резервируется от трансформаторов 6/0.4 кВ, подключаемых к секциям РУ СН 6 кВ, причём питание резервных трансформаторов 6/0.4 кВ производится от секций РУ СН 6 кВ от которых не питаются резервируемые ими рабочие трансформаторы [1, п. 8.28]. Число секций 0.4 кВ в главном корпусе должно быть не менее двух для каждого блока [1, п. 8.30]. В качестве рабочего трансформатора СН 6/0.4 кВ может быть использован трансформатор максимальной мощностью 1000 кВА как отдельный для каждой секции, так и общий для двух секций [1, п. 8.32]. Тогда необходимое число секций 0.4 кВ для одного блока (при питании двух секция от одного трансформатора) определится, шт:

,

где pсн04 - доля расхода электроэнергии на СН 0.4 кВ от общего расхода, %. Следует принять pсн04=0.1 [9, стр. 449];

Кс - коэффициент спроса потребителей СН 0.4 кВ, о.е. Следует принять Кс=0.7;

Sт - максимальная мощность трансформатора СН второй ступени, МВА. Следует принять Sт=1 [1, 8.33]

По [10, таблица 3.3] выбираем рабочие трансформаторы собственных нужд марки ТСЗС-1000/10, имеющие следующие параметры: Sном=1000 кВА; Uв.ном=6.3 кВ; Uн.ном=0.4 кВ; Pх=3 кВт; Pквн=12 кВт; Uк=8 %; Iх=2 %.

В цепях электродвигателей 0.4 кВ независимо от их мощности, а так же во всех цепях питания сборок в качестве защитных аппаратов устанавливаются автоматы. В случае применения автоматов без дистанционных приводов в качестве коммутационных аппаратов используются контакторы или магнитные пускатели [1, п. 8.31].

В соответствии с вышеизложенным составлена схема электроснабжения собственных нужд электростанции, представленная на рисунке 3.6. Здесь трансформаторы собственных нужд первой ступени ТСН1-3 питают секции 6 кВ соответственно первого энергоблока 1BA и 1BB, второго 2BA и 2BB и третьего 3BA и 3BB. К этим секциям присоединяются электродвигатели 6 кВ, общестанционная нагрузка 6 кВ и трансформаторы собственных нужд второй ступени.

Резервное питание секций РУ СН 6 кВ осуществляется от резервных магистралей BL и BM, связанных с пускорезервными трансформаторами ПРТСН1 и ПРТСН2, и разделённых на две секции между вторым и третьим энергоблоками.

Потребители 0.4 кВ блока №1 получают питание от секций 1CA1, 1CB1, 1СС и 1CD, каждая из которых имеет ввод автоматически включаемого резервного питания от сборки резервного питания. Наиболее ответственные потребители присоединены на полусекции 1CA2 и 1CB2, отделяемые автоматическими выключателями от остальной части этих же секций, и имеющие два ввода резервного питания - от сборки резервного питания и резервного дизель-генератора.

Потребители 0.4 кВ второго энергоблока присоединяются к секциям 2CA1, 2CB1, 2СС и 2CD, а третьего - к секциям 3CA1, 3CB1, 3СС и 3CD. Ответственные потребители этих блоков присоединяются на полусекции 2CA2, 2CB2 и 3CA2, 3CB2 соответственно.

Сборки резервного питания имеют один общий резервный трансформатор РТСН1, присоединённый к секции 3BB третьего энергоблока, и объединяются по магистрали резервного питания 0.4 кВ. Сборка резервного питания блока №3 c двумя первыми не соединяется и получает питание через резервный трансформатор РТСН2, присоединённый к секции 2BB второго энергоблока.

Составленная схема электроснабжения собственных нужд станции полностью соответствует требованиям [1], и, следовательно, способна обеспечить с необходимой степенью надёжности, бесперебойности и селективности питание каждой из групп потребителей собственных нужд станции.

3.5 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей

Правильный выбор электрических коммутационных аппаратов и токоведущих частей обеспечивает их нормальную работу в продолжительных режимах работы электроустановки, а также сохранность вышеназванного оборудования при различных аварийных режимах, при которых могут иметь место такие явления как повышенный нагрев, большие электродинамические усилия, перенапряжения и др.

3.5.1 Определение расчётных условий выбора по продолжительным режимам работы оборудования

Продолжительный режим работы электроустановки - это режим, продолжающийся не менее, чем это необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре охлаждающей среды. Продолжительный режим работы имеет место, когда электроустановка находится в одном из следующих режимов: нормальном, ремонтном и послеаварийном.

Расчётными токами продолжительного режима являются: Iнорм - наибольший ток нормального режима; Imax - наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима.

Наибольший ток нормального режима в цепи каждого генератора принимается при загрузке последних до номинальной мощности Pном при номинальном напряжении и cosном, кА:

,

где Pном - номинальная активная мощность генератора, МВт. Следует принять Pном=500;

Uном -номинальное напряжение генератора, кВ. Следует принять Uном=20;

cosном- номинальный коэффициент мощности генератора. Следует принять cosном=0.85.

Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима определяется при условии работы генератора при снижении напряжения на 5 % [9, (4.2)], кА:

,

Токи нормального и максимального режимов на стороне НН блочных трансформаторов будут определяться соответствующими токами генераторов, кА:

,

Те же токи на стороне ВН блочных трансформаторов, кА:

,

,

где Uн.ном - низшее номинальное напряжение блочного трансформатора, кВ. Следует принять Uн.ном=20;

Uв.ном - высшее номинальное напряжение блочного трансформатора, кВ. Следует принять Uн.ном=242.

,

Ток нормального режима через автотрансформатор связи, кА:

,

,

где Sпер- наибольшая мощность перетока через два параллельно работающих автотрансформатора в нормальном режиме работы станции, МВА. В соответствии с таблицей 3.1 следует принять Sпер=457,7;

Uн.ном- номинальное низшее напряжение автотрансформатора связи, кВ. Следует принять Uн.ном=230;

Uв.ном- номинальное высшее напряжение автотрансформатора связи, кВ. Следует принять Uн.ном=500.

,

Максимальный ток через автотрансформаторы связи будет иметь место в аварийном режиме работы станции (отключение одного блока). Ток в этом режиме через один автотрансформатор, кА:

,

,

где Sпер- наибольшая мощность перетока через два параллельно работающих автотрансформатора в режиме минимальной нагрузки станции, МВА. В соответствии с таблицей 3.1 следует принять Sпер=999,12;

,

Ток нормального режима рабочего трансформатора собственных нужд на стороне НН с учётом расщепления данной обмотки, кА:

,

За максимальные токи через рабочий трансформатор собственных нужд примем значения токов нормального режима.

Максимальный ток пускорезервного трансформатора собственных нужд на стороне ВН (по номинальной мощности трансформатора), кА:

,

Максимальный ток пускорезервного трансформатора собственных нужд на стороне НН с учётом расщепления данной обмотки (по номинальной мощности трансформатора), кА:

,

За максимальные токи через пускорезервный трансформатор собственных нужд примем значения токов нормального режима.

Таким образом, выбор электрических аппаратов и токоведущих частей будет производиться с учётом рассчитанных выше токов продолжительных режимов, что исключит возможность превышения допустимой температуры нагрева аппаратов и проводников токами этих режимов.

3.5.2 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатель - это коммутационный аппарат, являющийся основным элементом в электрической установке, и служащий для отключения и включения цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток. Основная функция разъединителя - создание видимого разрыва при ремонтных работах между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт. Однако, разъединители допускается использовать при переключениях под нагрузкой, если они зашунтированы низкоомными параллельными цепями (шиносоединительным или обходным выключателем).

Разъединители наружной установки могут быть следующих типов: рубящего, горизонтально-поворотного и подвесного. Последний тип является наиболее предпочтительным для применения в ОРУ 330-750 кВ [1, п. 8.59], так как такие разъединители надёжно включаются и отключаются при гололёде, обеспечивают значительную экономию металлоконструкций, изоляторов и ошиновки.

Разъединители рубящего и горизонтально-поворотного типов могут быть оборудованы одним или двумя стационарными заземляющими ножами, используемыми для заземления требующих этого частей электроустановки.

Выбор выключателей допускается производить по следующим параметрам:

По напряжению электроустановки UустUном;

По длительному току IнормIном, ImaxIном;

По отключающей способности.

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию:

,

где Iп - апериодическая составляющая тока КЗ к моменту расхождения контактов выключателя , кА;

Iоткл.ном - номинальный ток отключения выключателя, кА.

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ по условию:

,

где Ia- значение апериодической составляющей тока КЗ к моменту расхождения контактов выключателя ;

н- допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения, %;

Ia.ном -номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени , кА.

Если условие соблюдается, а iа>iа.ном, то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ:

По включающей способности проверка производится по условию:

; ,

где iу- ударный ток КЗ в цепи выключателя, кА;

Iпо- начальное значение периодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя, кА;

iвкл- наибольший пик тока включения, кА;

Iвкл- номинальный ток включения (действующее значение периодической составляющей).

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

; ,

где iдин - наибольший пик (ток электродинамической стойкости), кА;

Iдин- действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ, кА.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

,

где Bк - тепловой импульс тока КЗ, кА2•с;

Iтер- среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости), кА;

tтер- длительность протекания тока термической стойкости, с.

При выборе разъединителей следует произвести проверки по напряжению установки, длительному току, на электродинамическую и термическую стойкость по приведённым выше формулам.

Выбор выключателей и разъединителей для РУ повышенных напряжений производится по суммарному значению тока КЗ на шинах, что в основном не приводит к завышению параметров выбранного оборудования. При выборе же выключателей и разъединителей, устанавливаемых на генераторном напряжении и ниже, необходимо определять максимальные значения составляющих тока КЗ, протекающих именно через выбираемый выключатель или разъединитель. За максимальный ток продолжительного режима принимается максимальный ток наиболее мощного присоединения к данному РУ.

Выбор выключателей и разъединителей для РУ повышенных напряжений представлен в таблицах 3.14 и 3.15.

Таблица 3.14 - Выключатели и разъединители для РУ 500 кВ

Расчётные данные по таблице 3.12	Каталожные данные по [10, таблица 5.2]
	Выключатель ВВ-500Б-31.5/2000У1	Разъединитель РПД-500Б-1/3200УХЛ1
Uуст=500 кВ	Uном=500 кВ	Uном=500 кВ
Imax=175 А	Iном=2000 А	Iном=3200 А
Iп=9.60 кА	Iоткл.ном=31.5 кА	-
iа=0.48 кА	, кА	-
Iпо=9.60 кА	Iдин=31.5 кА	-
iу=25.12 кА	iдин=80 кА	iдин=160 кА
Bк=23.96 кА2•с	Iтер2•tтер=31.52•3=2977 кА2•с	Iтер2•tтер=632•2=7938 кА2•с

Выбранные разъединители являются подвесного типа, и поэтому стационарных заземлителей не имеют. Согласно [10, таблица 5.6] с подвесными разъединителями напряжения 500 кВ используются отдельные заземлители марки ЗР-500-1УХЛ1.

Таблица 3.15 - Выключатели и разъединители для РУ 220 кВ

Расчётные данные по таблице 3.12	Каталожные данные по [10, таблица 5.2]
	Выключатель ВВБ-220Б-31.5/2000У1	Разъединитель РНД-220/2000У1
Uуст=220 кВ	Uном=220 кВ	Uном=220 кВ
Imax=1480 А	Iном=2000 А	Iном=2000 А
Iп=17.52 кА	Iоткл.ном=31.5 кА	-
iа=0.032 кА	, кА	-
Iпо=17.52 кА	Iдин=40 кА	-
iу=42.54 кА	iдин=102 кА	iдин=100 кА
Bк=70.6 кА2•с	Iтер2•tтер=402•3=4800 кА2•с	Iтер2•tтер=402•3=4800 кА2•с

Выбранные разъединители могут оборудоваться стационарными заземляющими ножами - одним или двумя (марки разъединителей РНДЗ.1-220/2000У1 и РНДЗ.2-220/2000У1 соответственно).

Распределительное устройство собственных нужд на напряжении 6 кВ необходимо соорудить при помощи ячеек комплектного распределительного устройства (далее КРУ) [1, п. 8.57]. В этом случае выключатель ячейки КРУ ставится на выкатную тележку и присоединяется при помощи втычных контактов. Таким образом, возможность выкатывания выключателя позволяет отказаться от установки разъединителей. Для сооружения РУ СН 6 кВ по [10, таблица 9.5] выбираем КРУ марки К-XXVI, основные технические характеристики шкафов которого представлены в таблице 3.16. Проверка на соответствие параметров выбранных ячеек КРУ рассчитанным ранее токам нормальных режимов и режимов КЗ представлена в таблице 3.17.



Таблица 3.16 - Основные технические данные ячейки КРУ К-XXVI

Параметр	Значение
Номинальное напряжение, кВ	6
Номинальный ток сборных шин, А	2000
Номинальный ток шкафов, А	1600
Количество и сечение силовых кабелей в шкафах отходящих линий, шт(мм2)	4 (3240)
Номинальный ток отключения, кА	31.5
Электродинамическая стойкость, кА	81
Тип выключателя	ВМПЭ-10
Тип привода к выключателю	Встроенный электромагнитный

Таблица 3.17 - Выбор ячейки КРУ

Расчетные данные по таблице 3.2	Каталожные данные ячейки КРУ К-XXVI по [10, таблица 9.5]
Uуст=6 кВ	Uном=6 кВ
Imax=1470 А	Iшк.ном=1600 А
Iп=12.6 кА	Iоткл.ном=31.5 кА
iуд=32.69 кА	iдин=81 кА

Здесь составляющие параметры расчётного режима КЗ определяются действием системы (см. таблицу 3.12), поскольку такой режим является наиболее тяжёлым из возможных при КЗ в системе СН 6 кВ.

3.5.3 Выбор токопроводов, шин, кабелей и изоляторов

Основное электрическое оборудование электростанции и различные электротехнические аппараты соединяются между собой проводниками разного типа, которые и образуют токоведущие части электрической установки.

Определим типы проводников для соединения между собой основного оборудования станции (см. рисунок 3.7).

Цепь блока Г-Т на участке АБ (от генератора до блочного повышающего трансформатора) при мощности генератора 300 МВт в соответствии с требованием [1, п. 8.65] выполняется при помощи закрытого комплектного пофазно-экранированного токопровода. Участок ВГ - отпайка от блока Г-Т к рабочему трансформатору собственных нужд также выполняется при помощи комплектного токопровода. При этом никакой коммутационной аппаратуры на ответвлении перед трансформатором собственных нужд не устанавливается, а предусматриваются лишь шинные разъёмы [1, п. 8.16].

Рисунок 3.7 - К выбору проводников в основных электрических цепях

Для участков ЕД - от выводов обмоток низшего напряжения трансформаторов собственных нужд (как рабочих, так и пускорезервных) до распределительного устройства собственных нужд применяется закрытый токопровод 6 кВ.

Цепь пускорезервного трансформатора собственных нужд на участке ЖЗ выполняется гибким сталеалюминевым проводом.

Вся ошиновка в открытых распределительных устройствах 220 и 500 кВ, равно как и ЛЭП на нагрузку и связи с системой также выполняются гибкими сталеалюминевыми проводами.

Распределительное устройство собственных нужд выполняется при помощи КРУ, ошиновка ячеек которого выполняется голыми алюминиевыми шинами прямоугольного сечения, а непосредственно на нагрузку 6 кВ и трансформаторы собственных нужд второй ступени (6/0.4 кВ) отходят кабельные линии.

Таким образом, выбор токоведущих частей следует произвести с учётом определённого выше их типа.

Для соединения генераторов с повышающими блочными трансформаторами и в качестве отпайки к рабочему трансформатору собственных нужд применяются комплектные пофазно-экранированные токопроводы. Выбор и основные параметры комплектных токопроводов представлены в таблицах 3.18 и 3.19 соответственно.

Таблица 3.18 - Выбор токопроводов в цепи блоков Г-Т

Расчётные данные по таблицам 3.12, 3.13	Каталожные данные по [3, таблица 5.47]
	Токопровод ТЭНЕ-20/12500-400У1 (Главная цепь)
Uуст=20 кВ	Uном=20 кВ
Imax=10700 А	Iном=12500 А
Iпо= 88,24кА	Iдин=400 кА
Расчётные данные по таблицам 3.2, 6.1	Каталожные данные по [3, таблица 5.47]
	Токопровод ТЭНЕ-20/1600-375У1 (Отпайка)
Uуст=20 кВ	Uном=20 кВ
Imax=924 А	Iном=1600 А
Iпо=88,24 кА	Iдин=375 кА

Здесь начальное значение периодической составляющей тока КЗ определяется суммарным действием генератора и системы, так как такой режим является наиболее тяжёлым (см. таблицу 3.12).

Таблица 3.19 - Параметры токопроводов в цепях блоков Г-Т по [3, таблица 5.47]

Тип токопровода	ТЭНЕ-20/12500-400У1	...

Подобные документы

• Проектирование гидроэлектростанции

  Технико-экономическое обоснование строительства ТЭС. Общий баланс мощности Нижнесалдинской ГРЭС, выбор основных агрегатов. Схема электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационной аппаратуры, измерительных трансформаторов.
  
  дипломная работа [4,8 M], добавлен 04.07.2015
  

• История строительства ГРЭС-2

  Исследование истории тепловой энергетики. Характеристика основных этапов строительства Красноярской ГРЭС-2, расположенной в г. Зеленогорске. Установленная мощность станции, основное и резервное топливо. Выдающиеся руководители станции и их достижения.
  
  реферат [29,2 K], добавлен 20.06.2012
  

• Технико-экономические показатели работы ГРЭС

  Расчёт абсолютных вложений капитала в строительство блочных электростанций. Расчет энергетических показателей работы электростанции, себестоимости электроэнергии, отпущенной с ее шин. Определение технико-экономических показателей работы электростанции.
  
  курсовая работа [37,9 K], добавлен 04.05.2014
  

• ГРЭС-2200 МВт

  Порядок и критерии выбора генераторов, его обоснование. Выбор двух вариантов схем на проектируемой электростанции. Подбор блочных трансформаторов, оценка их основных преимуществ и недостатков. Технико-экономическое сравнение вариантов схем станции.
  
  курсовая работа [516,5 K], добавлен 09.04.2011
  

• Расчёт среднегодовых технико-экономических показателей работы электрической сети

  Проектная себестоимость электроэнергии, отпущенной с шин станции. Анализ технико-экономических показателей работы станции. Определение себестоимости передачи и распределения электрической энергии. Сетевой график сооружения экспериментальной установки.
  
  контрольная работа [1,1 M], добавлен 20.11.2015
  

• Электрическая часть ТЭЦ–180МВТ

  Выбор основного оборудования на станции, главной схемы станции, трансформаторов, электрических принципиальных схем РУ разных напряжений. Технико-экономическое сравнение вариантов схем ТЭЦ. Выбор схемы и трансформаторов собственных нужд электростанции.
  
  курсовая работа [770,7 K], добавлен 03.10.2008
  

• Проектирование тепловой электрической станции для обеспечения города с населением 190 тысяч жителей

  Экономическое обоснование строительства ТЭЦ. Выбор и расчет тепловой схемы, котлоагрегата, основного и вспомогательного оборудования энергоустановки, топливного хозяйства и водоснабжения, электрической части. Разработка генерального плана станции.
  
  дипломная работа [572,0 K], добавлен 02.09.2010
  

• Проект конденсационной электростанции мощностью 4000 МВт

  Расчёт принципиальной тепловой схемы и выбор основного и вспомогательного оборудования станции, оценка ее технико-экономических показателей. Мероприятия по безопасной эксплуатации подстанций. Анализ эффективности использования батареи конденсаторов.
  
  дипломная работа [2,9 M], добавлен 06.12.2013
  

• Проект атомной электрической станции

  Технико-экономическое обоснование строительства атомной электростанции, расчет показателей эффективности инвестиционного проекта. Характеристика электрических нагрузок района. Параметры тепловой схемы станции. Автоматическое регулирование мощности блока.
  
  дипломная работа [924,9 K], добавлен 16.06.2013
  

• Проектирование электростанции

  Формирование структурной схемы электростанции. Технико-экономическое обоснование принципиальной схемы электрических соединений. Выбор структурной схемы станции, основного оборудования. Выбор схемы электрических соединений всех РУ. Расчет жестких шин.
  
  курсовая работа [5,7 M], добавлен 20.03.2011
  

• Планирование производства электроэнергии на КЭС

  Сметно-финансовый расчет стоимости строительства проектируемой КЭС. Режим работы и технико-экономических показатели работы. Расчет потребности КЭС в топливе, расхода электроэнергии на собственные нужды. Таблица основных технико-экономических показателей.
  
  курсовая работа [104,5 K], добавлен 05.10.2008
  

• Разработка электрической части станции ТЭЦ-300 МВт

  Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания для аппаратов и токоведущих частей. Выбор измерительных приборов.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 09.04.2012
  

• Проект КЭС 1500 МВт

  Расчет основных технико-экономических показателей конденсационной электростанции. Описание тепловой схемы, выбор основного и вспомогательного оборудования. Требования к компоновке зданий и сооружений электростанции, разработка генерального плана.
  
  курсовая работа [184,1 K], добавлен 26.02.2014
  

• Тепловая часть ГРЭС 1000 МВт

  Описание тепловой схемы станции, компоновки оборудования газового хозяйства, химической водоочистки питательной воды, выбор и эксплуатация основного оборудования. Автоматизация тепловых процессов и расчеты характеристик котельной и основных затрат.
  
  дипломная работа [768,2 K], добавлен 29.07.2009
  

• Расчёт среднегодовых технико-экономических показателей работы электрической сети

  Анализ схемы электроснабжения, техническое обоснование выбора ее варианта. Характеристика потребителей электроэнергии и определение категории надежности электроснабжения. Разработка структурной схемы подстанции. Расчет экономических показателей.
  
  дипломная работа [629,3 K], добавлен 01.04.2015
  

• Проектирование электростанции типа ГРЭС

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

• Разработка принципиальной тепловой схемы блока теплоэлектростанции

  Обоснование строительства электрической станции и выбор основного оборудования. Величины тепловых нагрузок. Выбор оборудования, расчет годового расхода топлива на ТЭЦ. Схема котлов. Расчет теплогенерирующей установки. Водоподготовительная установка.
  
  дипломная работа [756,2 K], добавлен 01.10.2016
  

• Проект строительства ТЭЦ 500 МВт

  Технико-экономическое обоснование ТЭЦ. Конструирование и расчет тепловой схемы выбранной турбины. Выбор оборудования станции. Генплан и компоновка главного корпуса. Разработка схем топливоподачи, пылеприготовления, золошлакоудаления, водоснабжения.
  
  дипломная работа [440,5 K], добавлен 09.01.2015
  

• Проектирование электрической станции

  Выбор площадки строительства и компоновка конденсационной электрической станции мощностью 2200МВт. Тепловая схема и характеристики сжигаемого топлива. Выбор структурной схемы КЭС и основного оборудования. Расчет электрических характеристик и нагрузок.
  
  дипломная работа [2,6 M], добавлен 11.03.2015
  

• Сравнительный анализ конструкций распределительного устройства высокого напряжения на газомазутной ГРЭС (8К-300)

  Расчет конденсационной электрической станции. Выбор основного и вспомогательного оборудования, типа и конструкции синхронных генераторов, силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Разработка генерального плана распределительного устройства.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 02.06.2015
  

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