Разработка главной схемы электрических соединений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Разработка главной схемы электрических соединений

Оглавление

Аннотация

Введение

1. Выбор структурной схемы проектируемой электростанции

1.1 Общие положения при выборе структурной схемы

1.2 Расчетные условия для выбора структурной схемы ТЭЦ

1.3 Составление возможных вариантов схем

1.4 Технико-экономическое сопоставление вариантов схем

2. Выбор электрических схем распределительных устройств

2.1 Требование к схемам распределительных устройств

2.2 Выбор схемы распределительного устройства 110 кВ

2.3 Выбор схемы распределительного устройства 10 кВ

3. Выбор схемы электроснабжения собственных нужд ТЭЦ

3.1 Общие положения

4. Расчет токов короткого замыкания

4.1 Общие положения

4.2 Результаты расчета тока КЗ

5. Выбор электрических аппаратов

5.1 Выбор выключателей

5.2 Выбора разъединителей

5.3 Выбор измерительных трансформаторов тока

5.4 Выбор измерительных трансформаторов напряжения (ТН)

Заключение

Список литературы

Приложение

Аннотация

В бакалаврской работе выполнен проект электрической части ТЭЦ мощностью 24 МВт.

В проекте проведены расчеты и выбраны структурная схема электростанции и схема распределительного устройства по технико-экономическому сопоставлению вариантов. Спроектирована главная электрическая схема электростанций. Проведен расчет токов короткого замыкания. На основе расчета токов короткого замыкания выбраны коммутационные аппараты, измерительные приборы, кабельные линии для питания местного потребителя.

Введение

Проектирование электрических станций, представляет собой сложный процесс выработки и принятия решений по схемам электрических соединений, составу электрооборудования и его размещению.

Электростанции являются одним из важнейших элементов электроэнергетической системы и единственно возможным источником большой генерируемой мощности, и их проектирование является неотъемлемой частью развития ЭЭС в целом. Таким образом, возникает необходимость в реконструкции старых и строительстве новых электрических станций.

При создании новых электрических станций учитываются климат района, рельеф местности, кратчайшие транспортные связи и линии выдачи энергии, возможность обеспечения водоснабжения, требования к охране окружающей среды.

В настоящее время все проекты выполняются с учетом показателей надежности отдельных элементов. В электроэнергетике следует уделять особое внимание расчетам отказов схемы вследствие ненадежности ее элементов. Это может приводить к значительным авариям, и следует с достаточной степенью точности оценивать вероятность аварий и возникающий в связи с этим ущерб.

В последнее время все большее количество электростанций оснащаются ЭВМ, и их использование для снятия показаний приборов и организации работы персонала становится все значительнее. Возникает необходимость в создании специального программного обеспечения, включающего в себя средства обработки и анализа показаний приборов, построения графиков и диаграмм, баз данных оборудования и персонала и т.д.

Таким образом, проектирование электрической станции включает в себя комплекс работ по разработке множества отдельных элементов станции и связи их в единую систему.

В работе предложены 2 варианта структурной схемы ТЭЦ, из которых по результатам технико-экономического расчета выбрана схема с наименьшими затратами. Также были предложены 2 варианта схемы РУ ВН, из которых также по результатам расчета выбрана наименее затратный. Был проведен расчет токов КЗ, по результатам которого выбрано основное оборудование ТЭЦ.

1. Выбор структурной схемы проектируемой электростанции

1.1 Общие положения при выборе структурной схемы

Структурная схема электрической части электростанции определяет распределение генераторов между распределительными устройствами (РУ) разных напряжений и выполнение электромагнитных связей (трансформаторных, автотрансформаторных) между ними. При проектировании структурной схемы электростанции районного типа определяется, кроме того, вид исполнения блоков генератор - трансформатор.

Порядок выбора структурной схемы ТЭЦ, основанный на технико-экономическом обосновании, следующий: составляется ряд технически возможных вариантов структурной схемы; для каждого варианта выбираются трансформаторы и автотрансформаторы; определяются технико-экономические показатели и итоговая целевая функция - приведенные затраты; на основании анализа результатов расчёта, а также качеств, не вошедших в приведенные затраты, выбирается наилучшее решение.

Для обоснования и выбора схем электрических соединений анализируются нормальный, ремонтные и послеаварийные режимы их работы. В нормальном режиме все элементы находятся в работе. В ремонтном - один или более элементов отключены для проведения планового ремонта. Послеаварийные режимы характеризуются отказами элементов.

В нормальном режиме схема должна обеспечивать выдачу всей мощности электростанции электроэнергетическую систему (ЭЭС) и полное электроснабжение потребителей. В ремонтных режимах допускается (при наличии технико-экономических обоснований) ограничение выдачи мощности электростанции в систему, но не допускается ограничение электроснабжения потребителей. При расчётных авариях в послеаварийных режимах возможно (при наличии технико-экономических обоснований) ограничение выдачи мощности электростанции в ЭЭС, и электроснабжения потребителей.

Структурная схема электростанции, как правило, предусматривает наличие двух РУ различного напряжения. На высшем напряжении (ВН) осуществляется связь электростанции с ЭЭС (выдача мощности в ЭЭС), на низком напряжении (НН) обеспечивается электроснабжение местного района.

Мощность блочных трансформаторов выбирается из условия выдачи энергоблоком всей располагаемой мощности с учетом возможности их систематической перегрузки.

1.2 Расчетные условия для выбора структурной схемы ТЭЦ

Тип электростанции - Теплоэлектроцентраль.

Исходные данные для проектирования приведены в таблицах 1.1-1.5.

Таблица 1.1 Параметры генераторов

Тип	Рном, МВт	Uном, кВ	cosцном	X"d, о.е.	Кол-во
ТВФ-10-2ЕУЗ	110	10,5	0,8	0,189	3

Таблица 1.2 Параметры технологической части

Котлы
Кол-во, шт.	Топливо
3	мазут

Таблица 1.3 Параметры собственных нужд

Собственные нужды одного блока
Рmax, МВт	Рmax/Руст, %	Uном /В	cosцном
	5,0	6	0,8

Суточные графики нагрузки: 215 дней; =150 дней.

Таблица 1.4 Параметры воздушной сети высшего напряжения(ВН)

, кА	Параметры системы С1	Длина воздушной линии, км
	Sном, МВ*А	Хс, о.е.	Рав.р, МВт
220	3200	1,1	110	120

Таблица 1.5 Параметры кабельной сети низшего напряжения (НН)

, кВ	, МВт		Потребители, % по категориям	Параметры РП	Суммарная протяженность кабельной сети, км
			1	2	3	Тип РП	, МВт	кол-во
10,5	40	0,8	30	30	40	а	4	8	90

Продолжение табл. 1.5.

Наименьшая длина кабеля отходящего от РУ НН до РП l, км	Время действия релейной защиты на шинах tзащ, с	Минимальное сечение кабеля отходящего от РП Sмин, мм2	Тип выключателя, установленного на РП
	ЭС	РП
1,5	0,9	0,6	70	Вмп-10

Структурная схема электрической части электростанции определяет распределение генераторов между распределительными устройствами (РУ) и выполнение электромагнитных связей (трансформаторных) между ними. Порядок выбора структурной схемы ТЭЦ основан на технико-экономическом обосновании и включает в себя следующее:

· составляется ряд технически возможных вариантов структурной схемы;

· для каждого варианта выбираются трансформаторы;

· определяются технико-экономические показатели;

· определяются приведенные затраты;

· на основании анализа результатов расчёта, а также качеств, не вошедших в приведенные затраты, выбирается наилучшее решение.

Режим потребления электроэнергии может быть представлен графиком нагрузки - зависимостью активной или полной мощности от времени. Различают суточные графики для разных дней недели и разных периодов года (зима, лето), а также годовые графики. В данном пункте речь пойдет о суточных графиках нагрузки для зимы и лета.

График нагрузки генераторов представлен на рис. 1.1. График нагрузки потребителей, получающего энергию от распределительного устройства 10 кВ представлен на рис. 1.2.

Максимальная нагрузка потребителей собственных нужд ТЭЦ по данным расчетов составляет 0,96 МВт.

Рис. 1.1. График нагрузки генератора

Рис. 1.2. График нагрузки сети НН

1.3 Составление возможных вариантов схем

Рассмотрены два целесообразных варианта структурной схемы ТЭЦ приведенные на рис. 1.3 - 1.4. Варианты отличаются друг от друга наличием генераторного распределительного устройства (ГРУ); типом и мощностью трансформаторов связи (ТС) между РУ 10 кВ и генераторным напряжением; различной степенью надежности.

Применяются блоки с генераторными выключателями. В этом случае схема электроснабжения собственных нужд обладает преимуществами перед схемой с блоками без генераторных выключателей. Уменьшается число коммутаций в распределительных устройствах повышенных напряжений что особенно важно для кольцевых схем. Это приводит к увеличению надежности всей станции. Отпадает необходимость переключений системы собственных нужд в процессе пуска и останова блока. Кроме того, вместо пускорезервного трансформатора с большей мощностью применяется резервный трансформатор собственных нужд такой же мощностью, что и рабочего.

Первый вариант структурной схемы ТЭЦ (рис. 1.3) построен поблочному принципу. Такая схема рекомендуется если мощность местной нагрузки относительно мала (не более 30% суммарной мощности генераторов ТЭЦ). При этом питание местной нагрузки и собственных нужд осуществляется путем ответвлений от генераторов с установкой реакторов или понижающих трансформаторов. В соответствии с графиками нагрузки блочных трансформаторов (см. рис. П1.2) выбраны блочные трансформаторы типа ТДЦН-125000/220 (см. приложение П1).

Во втором варианте структурной схемы ТЭЦ (рис. 1.4) рассматривается схема с поперечной связью блоков на генераторном напряжении. Такая структурная схема характерна для малоагрегатных ТЭЦ, где мощность местной нагрузки относительно велика (не менее 50% суммарной мощности генераторов ТЭЦ). В соответствии с графиками нагрузки трансформаторов связи (см. рис. П1.2) выбраны трансформаторы связи ТДЦН-250000/220 (см. приложение П1).

Рис 1.3. Вариант №1

Рис. 1.4. Вариант №2

1.4 Технико-экономическое сопоставление вариантов схем

Для сравнения вариантов структурной схемы были определены дисконтированные затраты по формуле:

,

где - средняя норма дисконтирования; - инвестиции; - годовые издержки, - годовой ущерб от недоотпуска электроэнергии.

Сравнительные капиталовложения в реализацию проекта складываются из стоимостей следующих элементов: ячеек трансформаторов и выключателей:

,

где - количество трансформаторов и выключателей; - стоимость трансформаторов и выключателей; - территориальный коэффициент; - приведенный коэффициент на текущую стоимость.

Для каждого из вариантов структурной схемы ТЭЦ определены капиталовложения К. Принято, что для подключения одной единицы оборудования нужен один выключатель. Параметры, необходимые для вычисления приведенных затрат сведены в соответствующие таблицы (см. приложение 1).

Стоимость амортизационных отчислений И_а и затрат на обслуживание И_о трансформаторов и ячеек выключателей составляет 6,4 % и 3% соответственно от капиталовложений в реализацию схемы:

,

где - норматив амортизационных отчислений; - норматив отчислений на обслуживание.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах определяется по формуле:

,

где - стоимость потерянной энергии на холостом ходу и нагруженном состоянии (руб/ кВт?ч); - количество электроэнергии, потерянной в трансформаторах на холостом ходу и работе под нагрузкой.

Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах производится по выражению:

;

;

,

где - годовые потери энергии, кВт?ч; - потери холостого хода и нагрузочные потери трансформатора, кВт; - число рабочих суток в зимнем и летнем периодах года; - нагрузка -й и -й ступени зимнего и летнего периода графика нагрузки; - длительность ступеней; - количество ступеней в зимнем и летнем графиках нагрузки; - количество параллельно работающих трансформаторов. Результаты расчетов приведены в табл. 1.6.

Из таблицы видно, что приведенные затраты структурных схем вариантов 1 и 2 различаются на 99 процентов. Выбираем вариант 2, так как схема с поперечными связями на ГРУ более надежна и гибка для связи с потребителями на генераторном напряжении.

Таблица 1.6 Технико-экономические показатели вариантов структурной схемы ТЭЦ

№ варианта	Вариант 1	Вариант 2
К, млн. руб.	930	948
К·Ен, млн. руб.	111,6	113,76
Иа+Ио, млн. руб/год	87,42	89,112
Ип, млн. руб/год	11,15	19,55
У, млн. руб/год	435,26	102,1
З, млн. руб/год	645,4	324,5
З, %	199	100

электроснабжение ток трансформатор

2. Выбор электрических схем распределительных устройств

2.1 Требование к схемам распределительных устройств

Учитывая ответственную роль ТЭЦ в энергосистемах, к схемам распределительных устройств повышенных напряжений предъявляются следующие требования:

- повреждение или отказ любого выключателя не должно приводить к отключению более одного энергоблока и одной или нескольких электрических линий, если при этом обеспечивается устойчивость энергосистемы или ее части;

- повреждение или отказ любого выключателя не должно приводить к отключению более одной цепи двухцепной транзитной линии напряжением 110 кВ и выше;

- отключение электрических линий следует производить не более чем двумя выключателями; отключение повышающих трансформаторов, автотрансформаторов связи, трансформаторов собственных нужд - не более чем тремя выключателями в РУ каждого повышенного напряжения;

- должна быть обеспечена возможность ремонта выключателя с номинальным напряжением 110 кВ и выше без отключения соответствующих присоединений.

При прочих одинаковых условиях предпочтение отдают более простому и экономичному варианту, с наименьшим числом операций выключателями и разъединителями при режимных и ремонтных переключениях, а также при отключении поврежденных участков в аварийных условиях.

2.2 Выбор схемы распределительного устройства 220 кВ

К распределительному устройству 220 кВ подключаются три блока генератор - трансформатор.

В первом варианте была рассмотрена схема многоугольник, поскольку данная схема применяется на ТЭЦ с небольшим числом присоединений (см. рис. 1.5).

Рис.1.5. Схема электрических соединений пятиугольник для РУ 110 кВ

Вариант 2

Во втором варианте была рассмотрена схема одна секционированная система сборных шин (см. рис. 1.6). Поскольку в схеме РУ 110 кВ предусматриваются установки элегазовых выключателей, имеющих повышенную надежность, необходимость применения обходной системы шин отпадает.

Для сравнения вариантов электрических схем распределительных устройств 110 кВ в приложении 2 определены экономические показатели с учетом надежности. Результаты расчетов приведены в табл. 1.7.

Исходя из технико-экономических показателей вариантов электрической схемы РУ 110 кВ с учетом надежности, к реализации принят вариант 1 - схема пятиугольник, так как на проектируемой ТЭЦ небольшое количество присоединений на 110 кВ (пять присоединений).

Рис.1.6. Одна секционированная система сборных шин для РУ 110 кВ

Таблица 1.7 Экономические показатели вариантов РУ 110 кВ

№ варианта	Вариант 1	Вариант 2
К, млн.руб.	32,900	39,480
К·Ен, млн.руб./год	3,948	4,738
Иа+Ио, млн.руб./год	2,764	3,316
Ип, млн.руб./год	0,297	0,297
У, млн.руб./год	0	0,0009
З, млн.руб./год	7,009	8,352
З, %	100	120

2.3 Выбор схемы распределительного устройства 10 кВ

К распределительному устройству 10 кВ подключается два генератора, два трансформатора связи, трансформаторы собственных нужд, отходящие кабельные линии.

Распределительное устройство, две несекционированные рабочие шины достаточно просты и надежны. При выводе в ремонт одной из секций все ее присоединения переводятся на резервную систему шин без перерыва питания потребителей (рис 1.7).

К достоинствам данного РУ можно отнести гибкость, то есть, возможность поочерёдного ремонта выключателей, не нарушая работы соответствующих присоединений.

Рис 1.7. Схема ГРУ 10 кВ

Недостатки РУ заключаются в следующем: большое количество операций, выполняемых разъединителями, и сложные блокировки негативно сказываются на эксплуатационной надежности электроустановки.

Схема с одной секционированной системой шин представлена на рисунке 1.8. Схема достаточно надежна при питании потребителей по двум линиям, присоединенным к разным секциям.

Рис 1.8. Одна секционированная система шин 10 кВ

К достоинствам данного РУ можно отнести простоту, экономичность по сравнению с предыдущей схемой.

В соответствии с вышесказанным выбрана схема с одной секционированной системой шин.

3. Выбор схемы электроснабжения собственных нужд ТЭЦ

3.1 Общие положения

Нормальная работа электростанции и безопасность ее обслуживания возможны только при условии надежной работы собственных нужд. Поэтому надежность является основным требованием, которому должна удовлетворять система собственных нужд, особенно атомных и тепловых электростанций. Согласно ПУЭ потребители собственных нужд отнесены к первой категории и их электроснабжение должно быть обеспечено от двух независимых источников питания. Перерыв электроснабжения допускается лишь на время действия АВР.

Надежность электроснабжения обеспечивается при выполнении следующих условий:

- при применении быстродействующей РЗ, позволяющей уменьшить опасность снижения напряжения в системе собственных нужд при коротких замыканиях во внешней сети и вызванного этим торможения электродвигателей, следовательно, уменьшения производительности рабочих машин;

- при применении АРВ генераторов, обеспечивающим быстрое восстановление нормального напряжения генераторов после отключения короткого замыкания;

- при использовании для привода рабочих машин асинхронных электродвигателей с короткозамкнутыми роторами, легко разворачивающихся после кратковременного снижения частоты вращения;

- при рациональном построении схемы электроснабжения собственных нужд, в основу которой положено секционирование с присоединением группы электроприемников, относящихся к каждому агрегату, к отдельной секции РУ с отдельным рабочим трансформатором. Благодаря этому короткие замыкания в сети собственных нужд вызывают понижение напряжения только у соответствующей группы электроприемников.

Для особо ответственных потребителей собственных нужд, требующих повышенной надежности электроснабжения, предусматриваются независимые источники энергии ограниченной мощности, обеспечивающие питание этой группы при полном исчезновении напряжения на станции. Такими независимыми источниками могут быть: автономные агрегаты с автоматическим пуском; вспомогательные генераторы, установленные на валу главных агрегатов; аккумуляторные батареи со статическими преобразователями.

Рис. 1.9. Схема собственных нужд

В электроснабжении собственных нужд будет использован один резервный трансформатор. Мощность резервного трансформатора собственных нужд выбрана равной мощности основного трансформатора. Учитывая все вышесказанное, а также выбранную в первом разделе данного проекта структурную схему проектируемой ТЭЦ, выбрана схема электроснабжения собственных нужд, представленная на рис. 1.9. В качестве рабочих трансформаторов СН выбраны трансформаторы типа ТСЗС-1000/10 с номинальным напряжением на стороне высшего напряжения 10 кВ. В качестве резервных трансформаторов СН выбраны трансформаторы типа ТСЗС-1000/10.

4. Расчет токов короткого замыкания

4.1 Общие положения

При эксплуатации электрических сетей в них достаточно часто возникают короткие замыкания (КЗ), которые являются одной из основных причин нарушения нормального режима работы электроустановок и даже энергосистемы в целом.

Последствия КЗ разнообразны:

- механические и термические повреждения оборудования;

- снижение уровня напряжения в сети, ведущее к уменьшению вращающего момента электродвигателей, их торможению, снижению производительности или даже к полной остановке;

- выпадение из синхронизма отдельных генераторов, электростанций и частей электрической системы, возникновение аварий, включая системные;

- возгорания в электроустановках;

- электромагнитное влияние на линии связи и т.п.

Расчеты токов КЗ необходимы для:

- сопоставления, оценки и выбора главных схем электрических соединений электростанций и подстанций;

- выбора электрических аппаратов;

- оценки поведения потребителей при аварийных условиях, определение допустимости того или иного режима;

- проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики; проектирования заземляющих устройств;

- определения влияния токов КЗ на линии связи;

- выбора разрядников;

- анализа аварий в электроустановках и электрических системах;

- оценки допустимости и разработки методики проведения различных испытаний в электрических системах;

- анализа устойчивости работы энергосистем.

4.2 Результаты расчета тока КЗ

Расчет токов КЗ для четырех точек показан на рис. 1.10.

Расчет токов короткого замыкания проведен для пяти точек, выбранной ранее структурной схемы. Данные элементов схемы взяты из [1] в соответствии с типом оборудования.

Нагрузки учитываются только при расчете ЭДС по коэффициенту предварительной загрузки генератора.

Данные системы С1:

Номинальная мощность - S_ном =3200 МВА;

сопротивление системы - Х_с =1,1 Ом;

Данные линий ВЛ:

длина линии: l₁ = 120 км;

Рис. 1.10. Расчетная схема токов КЗ

погонное индуктивное сопротивление - X₀ = 0,435 Ом/км;

активное погонное сопротивление - R₀ = 0,121 Ом/км.

Кабельные линии, питающие РП:

минимальная длина - 1,5 км, погонное индуктивное сопротивление - Ом/км; активное погонное сопротивление - Ом/км.

Трансформатор собственных нужд:

номинальная мощность - ;

номинальный коэффициент трансформации - n_т = 10,5/6,3 ;

напряжение короткого замыкания - U_k = 10% ;

потери короткого замыкания - Р_к = 85 кВт.

Данные трансформаторов Т1, Т2, Т3:

номинальная мощность - ;

номинальный коэффициент трансформации - n_т = 242/1,5;

напряжение короткого замыкания - U_k = 11%;

потери короткого замыкания - Р_к = кВт.

Данные генераторов Г1, Г2, Г3:

номинальная мощность - Р_ном = 110 МВт;

номинальный коэффициент мощности - ;

номинальное напряжение - кВ;

коэффициент предварительной загрузки - (считают, что генератор до короткого замыкания был загружен полностью);

сверхпереходное индуктивное сопротивление генератора - Х''_d(ном) = 0,189 ; индуктивное сопротивление обратной последовательности - ; постоянная затухания апериодической составляющей тока при трехфазном КЗ на шинах генератора - Т_а⁽³⁾ = 0,2 с.

Для расчета начального значения периодической составляющей тока короткого замыкания составлена эквивалентная схема замещения, в которой все реальные элементы замещаются индуктивными сопротивлениями, а генераторы и система - индуктивными сопротивлениями и ЭДС (Приложение 3). При вычислении постоянной времени затухания токов короткого замыкания и ударного коэффициента при расчете суммарного индуктивного сопротивления в схеме замещения генераторы учитываются индуктивным сопротивлением обратной последовательности, а при расчете суммарного активного сопротивления в элементы замещаются соответствующими активными сопротивлениями. Результаты приведены в табл. 1.8. Ударный ток определен по формуле, кА:

Таблица 1.8 Результат расчета токов КЗ

Точка КЗ	Источник
К1	С	2,947	6,438	0,016
	Г	3,478	9,449	0,122
	С+Г	6,402	15,690	0,032
К2	С	31,788	77,363	0,031
	Г	73,827	200,683	0,123
	С+Г	85,297	228,939	0,093
К3	С	0,163	0,412	0,032
	Г	7,938	19,593	0,034
	С+Г	8,001	19,805	0,035
К4	С+Г	13,915	36,607	0,066
К5	С+Г	3,912	36,407	0,062

,

где - начальное значение периодической составляющей тока КЗ, кА;

- ударный коэффициент.

5. Выбор электрических аппаратов

5.1 Выбор выключателей

Выбор выключателей производится в соответствии с ГОСТ Р 52565-2006 по следующим условиям:

- номинальному напряжению: что соответствует выбору класса изоляции выключателя, где номинальное напряжение выключателя, номинальное напряжение сети;

- по номинальному току: где номинальный ток выключателя, расчетный ток нормального режима;

- по включающей способности:

где начальное действующее значение периодической составляющей номинального тока включения, начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ, наибольший пик номинального тока включения, ударный ток КЗ;

- по отключающей способности:

где номинальный ток отключения выключателя, периодическая составляющая тока КЗ в момент начала расхождения контактов выключателя,

номинальное значение апериодической

составляющей тока отключения, нормированное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения, апериодическая составляющая тока КЗ в момент начала расхождения контактов выключателя.

- по электродинамической стойкости:

где начальное действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока, наибольший пик предельного сквозного тока;

- по термической стойкости:

Условие проверки выключателя на термическую стойкость зависит от соотношения между предельно допустимым временем воздействия нормированного тока термической стойкости и расчетным временем отключения выключателя , определяющим продолжительность термического воздействия токов КЗ на выключатель. Если (наиболее частый случай), то условие проверки выключателя имеет вид: , где интеграл Джоуля с пределами интегрирования , номинальный ток термической стойкости.

Если , то условие проверки на термическую стойкость:

В таблице 1.9. представлены типы и параметры выбранных выключателей

Таблица 1.9 Параметры выключателей

Тип выключателя	Место установки	кВ	А	кА	кА	кА	%	кА	кА	/ кА/с	с	с
ВГТ-220	РУ 220 кВ	220	2000	40	40	102	32	40	102	40/3	0,055	0,038
ВВГ-20	Цепь генератора	20	12500	160	160	410	20	160	385	160/3	0,168	0,148
ВРС-10	СН	10	1000	20	20	52	35	20	52	20/3	0,065	0,035
LF1	нагр	10	2000	31,5	31,5	64	25	31,5	64	31,5/3	0,048	0,07
ВВ-TEL-6	РП	6	1000	20	20	51	25	20	51	20/3	0,045	0,055

5.2 Выбор разъединителей

Разъединители выбираются по следующим условиям:

- номинальному напряжению: что соответствует выбору класса изоляции разъединителя, где номинальное напряжение разъединителя, номинальное напряжение сети;

- по номинальному току: где номинальный ток разъединителя, расчетный ток нормального режима;

- на электродинамическую стойкость:

где наибольший пик предельного сквозного тока;

- по термической стойкости:

Условие проверки разъединителя на термическую стойкость зависит от соотношения между предельно допустимым временем воздействия нормированного тока термической стойкости и расчетным временем отключения , определяющим продолжительность термического воздействия токов КЗ на выключатель. Если (наиболее частый случай), то условие проверки выключателя имеет вид: , где интеграл Джоуля с пределами интегрирования , номинальный ток термической стойкости.

Если , то условие проверки на термическую стойкость: .

Выбранные разъединители и их параметры представлены в табл. 1.10.

Таблица 1.10 Параметры разъединителей

Тип Разъединителя	Место установки	,кВ	, А	,кА	/ кА/с
РНДЗ.2-220/1000 У1	РУ 220 кВ	220	1000	100	40/3

5.3 Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформатор тока выбирается по первичной цепи по следующим условиям:

- номинальному напряжению: что соответствует выбору класса изоляции трансформатора тока, где номинальное напряжение трансформатора тока, номинальное напряжение сети;

- по номинальному току: где номинальный ток трансформатора тока, расчетный ток нормального режима;

- на электродинамическую стойкость:

где наибольший пик предельного сквозного тока;

по термической стойкости:

Условие проверки трансформатора тока на термическую стойкость зависит от соотношения между предельно допустимым временем воздействия нормированного тока термической стойкости и расчетным временем отключения , определяющим продолжительность термического воздействия токов КЗ на выключатель. Если (наиболее частый случай), то условие проверки выключателя имеет вид: , где интеграл Джоуля с пределами интегрирования , номинальный ток термической стойкости.

Если , то условие проверки на термическую стойкость: .

Выбранный трансформатор тока представлен в таблице 1.11.

Таблица 1.11 Параметры трансформаторов тока

Трансформаторы тока	Место установки	, кВ	, А	, кА	/ кА/с
ТРГ-220	РУ 220 кВ	220	2000	160	40/3

5.4 Выбор измерительных трансформаторов напряжения (ТН)

Трансформатор напряжения выбирали по номинальному напряжению первичной цепи: , где - номинальное напряжение трансформатора, - номинальное напряжение сети.

Выбранный ТН представлен в таблице 1.12.

Таблица 1.12 Параметры трансформаторов напряжения

Тип трансформатора напряжения	Место установки	Uном кВ
НДКМ-220	РУ 220 кВ	220

Заключение

В первой части работы была спроектирована теплоэлектроцентраль мощностью 2х12 МВт. Были рассмотрены варианты построения электрической части ТЭЦ, работающим на газе, представлены технико-экономические обоснования и выбор структурной схемы электростанции. Рассмотрены возможные варианты и сопоставлены технические параметры схем распределительных устройств станции, выполнен расчет токов короткого замыкания и выбор электрооборудования. В результате расчета и сопоставления приемлемых вариантов был выбран схема с поперечной связью блоков на генераторном напряжении. Предполагается применение блоков с генераторными выключателями. Блок включает в себя турбогенератор Т-12-2У3 и трансформатор связи ТДН-10000/110. Распределительное устройство 110 кВ предполагается выполнить по схеме пятиугольник. В РУ ВН предполагается применить элегазовые выключатели.

Во второй части работы были подробно рассмотрены диагностика трансформатора методом частотного анализа. Данная тематика является актуальной, так как в настоящий период значительная количество силовых трансформаторов и автотрансформаторов на энергопредприятиях России и СНГ отработали установленный стандартом ГОСТ 11677-85 срок службы 25 лет.

Список литературы

1. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные и методические материалы для выполнения квалификационных работ: учебно-справочное пособие для вузов / И.П. Крючков, М.В. Пираторов, В.А. Старшинов; под ред. И.П. Крючкова. -М.: Издательский дом МЭИ, 2015. -138с.

2. Электрическая часть электростанций и подстанций: учебное пособие / В.А. Старшинов, М.В. Пираторов, М.А. Козинова; под ред. В.А. Старшинова. -М.: Издательский дом МЭИ, 2015. - 296 с.: ил.

3. Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для вузов / Ю.Н. Балаков, М.Ш. Мисриханов, А.В. Шунтов; -3-е изд.: стереот. -М.: Издательский дом МЭИ, 2009. - 288 с., ил.

4. Евдокунин Г.А., Тилер Г., Современная вакуумная коммутационная техника для сетей среднего напряжения.- С-Пб: Издательство Сизова М.П., 2000.-114с.

5. Трубицын В.И., Неклепаев Б.Н. Технико - экономическое обоснование выбора структурных схем и схем распределительных устройств электростанций. Издательство МЭИ 2004.

6. Жуков В.В. Короткие замыкания и выбор электрооборудования: Учебное пособие для вузов / И.П. Крючков, В.А. Старшинов, Ю.П. Гусев и др.; под ред. И.П. Крючкова, В.А. Старшинова. - М.: Издательский дом МЭИ, 2012. - 568 с.: ил.

7. ГОСТ Р52735-2007. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ.

Приложение 1

Обоснование и выбор структурной схемы ТЭЦ

П1.1. Построение графика нагрузки собственных нужд

Максимальная активная мощность собственных нужд:

МВт

График нагрузки собственных нужд в МВт и МВА для зимнего и летнего периода на рис. П1.1 определяются по формулам:

;

Рис. П1.1. График нагрузки собственных нужд

П1.2. Построение графика перетока мощности через трансформаторы в нормальном режиме

Вариант 1

График перетока мощности через блочный трансформатор в МВА для зимнего и летнего периода на рис. П1.2 определяется по формуле:

Зимой полная мощность перетока через блочный трансформатор составляет:

от 0 до 6 ч:

с 6 до 12 ч:

с 12 до 16 ч:

с 16 до 22 ч:

с 22 до 24 ч:

Летом полная мощность перетока через блочный трансформатор составляет:

от 0 до 6 ч:

с 6 до 12 ч:

с 12 до 16 ч:

с 16 до 22 ч:

с 22 до 24 ч:

Рис. П1.2. График перетока мощности через блочный трансформатор

Вариант 2

График перетока мощности через трансформаторы связи в МВА для зимнего и летнего периода на рис. П1.3 определяется по формуле:

Зимой полная мощность перетока через трансформатор связи составляет:

от 0 до 6 ч:

с 6 до 12 ч:

с 12 до 16 ч:

с 16 до 22 ч:

с 22 до 24 ч:

Летом полная мощность перетока через трансформатор связи составляет:

от 0 до 6 ч:

с 6 до 12 ч:

с 12 до 16 ч:

с 16 до 22 ч:

с 22 до 24 ч:

Рис. П1.3. График перетока мощности через трансформаторы связи

П1.3. Выбор трансформаторов

Вариант 1

Рассматривается нормальный режим зимой:

Выбираем ТДЦН-125000/220

Вариант 2

Рассматривается нормальный режим зимой:

Рассматривается аварийный режим зимой в случае отключение одного трансформатора мощность составляет:

Выбираем ТДЦН-250000/220 ( так как два трансформатора по 400 МВА дорого)

П1.5. Определение технико-экономических показателей вариантов структурной схемы ТЭЦ

Параметры трансформаторов, принятых к установке в рассматриваемых вариантах структурной схемы, сведены в табл. П1.1.

Таблица П1.1

Тип трансформатора	Кол-во, шт	Рх, кВт	Рк, кВт	Цена, млн.руб
ТДЦН-125000/220	3	120	380	25,97
ТДЦН-250000/220	2	207	600	48,7

Параметры трансформаторов

Стоимость ячейки одного комплекта выключателя РУ 220 кВ - 12,8 млн.руб.

Капиталовложения в варианты структурных схем составляют:

млн. руб;

млн. руб

Издержки на амортизацию и обслуживание составляют:

млн. руб;

млн. руб;

Потери в блочных трансформаторах связи:

кВт?ч/год

кВт?ч/год

Потери в трансформаторах связи:

кВт?ч/год

кВт?ч/год

Издержки от потерь электроэнергии составляют:

млн. руб;

млн.руб;

Из суточного графика нагрузки НН, в предположении совпадения характера потребления мощности РП и суммарного графика НГ НН, определяем продолжительность использования максимальной нагрузки:

Недоотпущенная электроэнергия:

Определим ущерб ЭС от недоотпуска договорного количество энергии в систему:

Дисконтированные затраты для двух вариантов структурной схемы ТЭЦ:

;

Результаты расчета приведены в табл. 1.6.

Приложение 2

Обоснование и выбор электрических схем распределительных устройств

П2.1. Экономическое сравнение вариантов схемы РУ 220 кВ

Для сравнения вариантов схемы РУ были определены дисконтированные затраты по формуле:

,

где Е_ср=0,12 - средняя норма дисконтирования; К - инвестиции; И_t - годовые издержки, У_t - годовой ущерб от недоотпуска электроэнергии.

Сравнительные капиталовложения в реализацию проекта определены по формуле:

,

где n_в - количество выключателей; К_в - стоимость выключателей;

Стоимость ячейки выключателя 220 кВ составляет - 6580 тыс.руб.

Капиталовложения в варианты схемы РУ 220 кВ составляют:

млн.руб.;

млн.руб.;

Стоимость амортизационных отчислений И_а и затрат на обслуживание И_о трансформаторов и ячеек выключателей составляет 6,4 % и 3% соответственно от капиталовложений в реализацию схемы:

,

где а=6,4%- норматив амортизационных отчислений; b=3% - норматив отчислений на обслуживание.

Издержки на амортизацию и обслуживание составляют:

млн.руб./год;

млн.руб./год;

Все расчетные значение приведены в табл. 1.7.

П2.2. Варианты распределительных устройств

Вариант №1

Рис. П2.1. Схема пятиугольник

Таблица П2.1 Показатели надежности элементов схем

Элемент	щ, 1/год	Тв, ч	, 1/год	Ткап, ч	, 1/год	, ч
Трансформатор Uвн=220 кВ	0,025	60	0,17	300	1	30

Элемент	щ, 1/год	Тв, ч	м, 1/год	Тр, ч
Линия 1 (220 кВ)	0,63	11,2	3,3	17,4

Элемент	, 1/год	Тв, ч	м, 1/год	Тпл, ч	, 1/год	аоп
Выключатель 220 кВ	0,02	25	0,2	98	0,012	0,004

Элемент	щ, 1/год	Тв, ч	мк, 1/год	Тр, ч
Сборные шины 220 кВ, на одно присоединение	0,013	5	0,166	3

щ - параметр потока отказов, 1/год;

Т_в - время восстановления, ч;

м - частота проведения ремонтов (капитальных и текущих), 1/год;

Т_р - продолжительность ремонта, ч;

			;
0,065	0,83	15	0,756

Количество операций выключателями за год:

Частоту отказа собственного повреждения выключателя:

,

щ_в.ст - частота отказов выключателя в статическом состоянии, 1/год;

а_в,оп - относительная частота отказов при операциях;

N_оп - число операций выключателем в год.

Вероятность нормального состояния схемы:

В большинстве случаев отказы учитываемых элементов сопровождаются отключением одного энергоблока (МВт) на время 1 ч. (время операций в РУ плюс время пуска блока из горячего состояния). Если в период ремонта одного из выключателей блока возникает отказ второго, то время простоя блока составит:

Среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему:

кВт?ч/год;

Ущерб от ненадежности РУ:

млн.руб./год.

Полученные значение приведены в табл. 1.7.

Таблица П2.2 Типовая сетка расчетных связей для схемы пятиугольник

Выкл.	щi , 1/год	Н/Р	Q1	Q2	Q3	Q4	Q5
1	0,035	-	-	-	-	-	-
2	0,050	-	-	-	-	-	-
3	0,057	-	-	-	-	-	-
4	0,057	-	-	-	24/1	-	-
5	0,057	-	24/1	-	-	-	-
Л1.1	0,756	-	-	-	-	-	-
Л1.2	0,756	-	-	-	-	-	-

Экономические показатели вариантов РУ 220 кВ

№ варианта	Вариант 1
К, млн.руб.	320
К·Ен, млн.руб./год	38,4
Иа+Ио, млн.руб./год	26,88
Ип, млн.руб./год	3,59
У, млн.руб./год	0,18
З, млн.руб./год	328,25
З, %	100

Вариант №2

Рис П2.2. Одна секционированная рабочая системы шин.

Таблица П2.3 Показатели надежности элементов схем

Элемент	щ, 1/год	Тв, ч	, 1/год	Ткап, ч	, 1/год	, ч
Трансформатор Uвн=220 кВ	0,025	60	0,17	300	1	30

Элемент	щ, 1/год	Тв, ч	м, 1/год	Тр, ч
Линия 1 (220 кВ)	0,63	11,2	3,3	17,4

Элемент	, 1/год	Тв, ч	м, 1/год	Тпл, ч	, 1/год	аоп
Выключатель 220 кВ	0,02	25	0,2	98	0,012	0,004

Элемент	щ, 1/год	Тв, ч	мк,, 1/год	Тр, ч
Сборные шины 220 кВ, на одно присоединение	0,013	5	0,166	3

щ - параметр потока отказов, 1/год;

Т_в - время восстановления, ч;

м - частота проведения ремонтов (капитальных и текущих), 1/год;

Т_р - продолжительность ремонта, ч;

		;
0,065	0,83	0,756

Количество операций выключателями за год:

Частота отказа собственного повреждения выключателя:

Среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему:

Ущерб от ненадежности РУ:

млн.руб./год.

Дисконтированные затраты для вариантов электрической схемы РУ 110 кВ:

Результаты экономических расчетов сведены в таблицу 1.7.

Таблица П2.4 Типовая сетка расчетных связей для схемы одной секционированной системой шин

Выкл.	щi , 1/год	Н/Р	Q1	Q2	Q3	Q4	Q5	Q6
1	0,034	-	-	-	-	-	24/20,3	-
2	0,030	-	-	-	-	-	24/1	-
3	0,030	-	-	-	-	-	24/1	24/1
4	0,030	-	24/1	24/1	-	-	-	-
5	0,034	-	24/20,3	-	-	-	-	-
6	0,030	-	24/1	-	-	-	-	-
Л1	0,099	-	-	-	-	-	-	-
Л2.1	0,132	-	-	-	-	-	-	-
Л2.2	0,132	-	-	-	-	-	-	-
Ш1	0,048	-	-	-	-	-	24/5	-
Ш2	0,048	-	24/5	-	-	-	-	-

Приложение 3

Расчет токов короткого замыкания

П3.1. Выбор базисных условий и расчет параметров схем замещения

К1 - для выбора электрического оборудования в РУ - 220 кВ;

К2 - для выбора генераторного оборудования;

К3 - при КЗ на ТСН;

К4 - при КЗ на трансформаторе нагрузки;

К5 - при КЗ на кабельных линиях;

Выбор базисных условий и расчет параметров схем замещения

Расчет произведен в относительных единицах с приближенным учетом коэффициентов трансформации.

Базисная мощность - МВА;

За базисные напряжения приняты: кВ; кВ;

Базисный ток первой ступени - кА.

Эквивалентная схема замещения для расчета начального действующего значения периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени представлена на рисунке П3.1.

Рис. П3.1. Расчетная схема токов короткого замыкания

Параметры системы С:

;

Параметры линии ВЛ:

;

Параметры трансформаторов Т1, Т2 и Т3:

;

Параметры генераторов Г1, Г2 и Г3:

;

В дальнейших расчетах для упрощения обозначение «*» и «(б)» будет опущено.

За расчетную точку приняли точку К1.



Рис.П3.2. Эквивалентная схема

Действующее значение периодической составляющей тока КЗ. Ток со стороны системы:

;

В именованных единицах:

кА.

...