Выбор основного тепломеханического оборудования и расчет тепловой схемы электростанции

Таким образом, действие ветровой нагрузки в режиме КЗ является фактором, препятствующим сближению фаз при КЗ. Однако воздействие ЭДУ на отклоненную ветром фазу обуславливает более значительные ее вертикальные отклонения. Из-за них увеличивается длина пути, по которому провод возвращается в исходное состояние. В момент прохода наинизшей точки траектории имеет место максимум тяжения проводов.

По полученным результатам видно, что во всех климатических режимах при токах короткого замыкания до 30 кА, сближение фаз, шинного пролета, проложенного данным проводом, не превышает допустимого.

Результаты расчета механической и электродинамической стойкости показаны на листе 8 графической части.

6. Выбор измерительных трансформаторов, релейной защиты, измерительных приборов

6.1 Выбор измерительных приборов

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электростанциях и подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов.

В зависимости от характера объекта и структуры его управления объем контроля и место установки контрольно-измерительной аппаратуры могут быть различными. Приборы могут устанавливаться на главном щите управления (ГЩУ), блочном щите управления (БЩУ) и центральном щите (ЦЩУ) на электростанциях с блоками генератор-трансформатор и на местных щитах.

Перечислим основные приборы, рекомендуемые для установки на проектируемой ТЭЦ.

Турбогенератор:

- в цепь статора - амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчики активной энергии, датчики активной и реактивной мощности, регистрирующие приборы (ваттметр, амперметр и вольтметр);

- в цепь ротора - амперметр, вольтметр, регистрирующий амперметр, вольтметр в цепи основного и резервного возбудителя, регистрирующие приборы - амперметр.

Блок генератор-трансформатор:

- турбогенератор - приборы по пункту 1;

- блочный трансформатор - на стороне высшего напряжения амперметр.

Линии 10 кВ к потребителям - амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии.

Линия 110 кВ и 330 кВ - амперметр, счетчик активной и реактивной энергии, фиксирующий направление мощности (когда избыток мощности, то включается один счетчик, когда потребляется мощность из энергосистемы, то включается другой счетчик.

Трансформатор собственных нужд. На одну секцию - со стороны питания: амперметр, ваттметр, счетчик активной энергии.

Сборные шины. На каждой секции или системе шин - вольтметр для измерения междуфазного напряжения, вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений, частотомер, приборы синхронизации (два вольтметра, два частотомера, синхроноскоп).

Сборные шины высшего напряжения - вольтметр с переключением для измерения трех междуфазных напряжений, регистрирующие приборы (частотомер, вольтметр и суммирующий ваттметр), приборы синхронизации (два вольтметра, два частотомера, синхроноскоп, осциллограф).

Шины 6 кВ собственных нужд - вольтметр для измерения
междуфазного напряжения и вольтметр для измерения фазных напряжений.

Шиносоединительный и секционный выключатель - амперметр.

Обходной выключатель - амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой, счетчики расчетные и фиксирующий прибор.

6.2 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока производится по следующим условиям.

По номинальному напряжению:

где - номинальное напряжение аппарата;

- напряжение цепи, в которую установлен аппарат.

По номинальному току:

где - номинальный ток аппарата;

- максимальный рабочий ток.

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току, так как недогрузка обмотки приводит к увеличению погрешностей.

По электродинамической стойкости, мгновенное значение величин

где - коэффициент электродинамической стойкости;

- номинальный первичный ток;

- ударный ток короткого замыкания.

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства, вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются.

По термической стойкости:

где - время термической стойкости;

- коэффициент термической стойкости;

- тепловой импульс.

Проверка по работе в заданном классе точности



где - вторичная номинальная нагрузка в заданном классе точности.

Вторичную нагрузку приборов найдем по формуле:

где - сопротивление приборов, проводников и контактов соответственно.

Сопротивление приборов найдем по формуле:

где - суммарная потребляемая мощность;

- номинальный вторичный ток.

Сечение соединительного кабеля:

где - удельное сопротивление провода;

- сопротивление проводников;

- расчетная длина проводника.

Выбор трансформаторов тока в распределительном устройстве 330 кВ сведем в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 - Выбор трансформаторов тока

Расчетные данные	Каталожные данные
	Трансформатор тока TG-420N-0,2/10Р/10Р-600/5
	=80 кА
	=108 кА

Подсчет вторичной нагрузки сведем в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка фазы,
		A	B	C
Амперметр	Э-335	1,73	1,73	1,73
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Итого		2,73	1,73	2,73

Сопротивление прибора:

Вторичная номинальная нагрузка в заданном классе точности
составляет 2 Ом. Сопротивление контактов составляет 0,05 Ом.

Сопротивление проводов:

Сечение провода по



Принимаем медный кабель с жилами 2,5 .

Выбор остальных трансформаторов тока производим аналогично, данные заносим в сводную таблицу 6.3.

Таблица 6.3 - Сводная таблица трансформаторов тока

Место установки трансформаторов тока	Тип трансформатора тока
РУ 330 кВ	TG-420N-600/5
РУ 110 кВ	TG-145N-1500/5
В цепи вольтодобавочного трансформатора	ТPU 46.11-2000/5
КРУ 10 кВ (секционный выключатель)	ТPU 43.11-1000/5
Цепь статора генератора ТВВ-220-2ЕУ3	ТШ-20-10000/5
Цепь статора генератора ТФ-80-2У3	ТШ-20-10000/5
Цепь статора генератора 50WY21Z-095	ТШ-20-10000/5
На отходящих линиях в РУ 10 кВ	ТPU 40.11-400/5
Цепь ВН трансформатора ТДЦ 250000/330	ТВТ-330-500/5
Цепь НН трансформатора ТДЦ 250000/330	ТВТ-20-10000/5
Цепь ВН трансформатора ТДЦ 80000/110	ТВТ-110-500/5
Цепь НН трансформатора ТДЦ 80000/110	ТВТ-10-6000/5
Цепь ВН трансформатора ТДЦ 250000/110	ТВТ-110-1500/5
Цепь НН трансформатора ТДЦ 250000/110	ТВТ-20-10000/5
Цепь ВН трансформатора АТДЦТН-200000/330/110	ТВТ-330-500/5
Цепь СН трансформатора АТДЦТН-200000/330/110	ТВТ-110-1500/5
Цепь НН трансформатора АТДЦТН-200000/330/110	ТВТ-10-4000/5
Цепь ВН трансформатора ТРДНС-25000/35	ТВТ-35-1000/5
Цепь НН трансформатора ТРДНС-25000/35	ТШЛ-10-1500/5
Цепь ВН трансформатора ТМН-6300/10	ТВТ-10-400/5
Цепь НН трансформатора ТМН-6300/10	ТШЛ-10-600/5
Цепь ВН трансформатора ТДНС-10000/15	ТВТ-20-400/5
Цепь НН трансформатора ТДНС-10000/15	ТШЛ-10-1000/5
Цепь ВН трансформатора ТРДНС-40000/110	ТВТ-110-400/5
Цепь НН трансформатора ТРДНС-40000/110	ТШЛ-10-2000/5



6.3 Выбор трансформаторов напряжения

Выбор трансформаторов напряжения производится по следующим условиям.

По номинальному напряжению

где - номинальное напряжение аппарата;

- напряжение цепи, в которую установлен аппарат.

Работа в заданном классе точности

где - паспортное значение мощности;

- вторичная нагрузка.

где и - соответственно потребляемая активная и реактивная мощность установленных приборов.

Выберем трансформатор напряжения в распределительном устройстве 110 кВ. В распределительном устройстве 110 кВ трансформаторы напряжения, подключенные к рабочим системам шин трехфазной установки, а к обходной системе шин - однофазной установки. По [4, таблица 8.3] выбираем трансформатор EMF-123.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения сведена в таблице 6.4.

Таблица 6.4 - Вторичная нагрузка ТН

Прибор	Тип		Число катушек			Число приборов	Потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, Вар
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	5	10	-
Частотомер	Э-371	3	1	1	0	2	6	-
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	-
Синхроноскоп	Э-35	7,6	-	0,92	0,39	-	6,99	2,88
Итого							25,99	2,88

Проверка по вторичной нагрузке

В классе точности 0,2 номинальная мощность 100 ВА.

26,14 < 150 ВА.

Аналогично производим выбор трансформатора напряжения в распределительном устройстве 10 кВ.

По [4, таблица 8.1] для распределительного устройства 10 кВ выбираем трансформатор TJP-4.4P.

Выбранные трансформаторы напряжения сведем в таблицу 6.5.

Таблица 6.5 - Места установки трансформаторов напряжения

Место установки	Тип
ОРУ 330 кВ	3ЧНКФ-330-73У1
ОРУ 110 кВ	EMF-123
РУ 10 кВ	TJP-4.4P
В цепи генератора ТВВ-220-2ЕУ3,	3хЗНОМ-15 -63У2 3хЗОМ-1/15-63У2



Для защиты трансформаторов напряжения в РУ 10 кВ применяются плавкие предохранители. Выбор предохранителей осуществляется по следующим параметрам:

- номинальное напряжение: U_нU_{p. max.};

- номинальный ток: I_нI_{р. мах.};

- номинальный ток отключения: I_откл.I_{n, o}.

где и - максимальная мощность вторичной обмотки и номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора напряжения TJP-4.4P

.

Выбираем предохранитель ПКТ 101-10-2-20 У3 с параметрами: U_н=10 кВ, I_н=2 А, I_откл.=20 кА.

6.4 Выбор РЗА элементов электрооборудования ТЭЦ

Защиту оборудования станции и подстанции от перенапряжений
осуществим ограничителями перенапряжений (ОПН). ОПН размещаются в РУ на сборных шинах и присоединяются к ним совместно с ТН через общий разъединитель.

Для защиты от атмосферных и коммутационных перенапряжений
установим ограничители перенапряжений фирмы АВВ по [4].

Для ОРУ 330 кВ - ОПН-330У1 типа PEXLIM;

Для ОРУ 110 кВ - ОПН-110У1 типа PEXLIM;

В цепях 10 кВ - ОПН-10 У3 типа POLIM-D.

На отходящих линиях электропередач покажем аппараты
высокочастотной обработки (конденсаторы связи, фильтры присоединения и заградители) отдельных фаз для образования каналов связи по проводам ЛЭП. Конденсатор связи создает путь для токов высокой частоты от
приемопередатчика в линию и одновременно отделяет последний от
высокого напряжения промышленной частоты линии.

Фильтр присоединения согласовывает входное сопротивление
высокочастотного кабеля с входным сопротивлением линии и соединяет конденсатор связи с землей, образуя, таким образом, замкнутый контур для токов высокой частоты. Заградитель преграждает выход токов высокой частоты за пределы линии.

На отходящих линиях электропередачи 110 кВ применим конденсаторы связи для образования каналов связи по проводам ЛЭП

(бумажно-масляные), фильтры присоединения ОФП-4-110 и высокочастотные заградители ВЗ-2000-0,5У1 по [1, таблица 5.19]. На линиях 110 кВ аппараты высокочастотной обработки установим в двух фазах, количество последовательно соединённых конденсаторов связи в каждой фазе - два.

На линиях связи с системой 330 кВ применим конденсаторы связи для образования каналов связи по проводам ЛЭП

фильтры присоединения ОФП-4-330 и высокочастотные заградители ВЗ-2000-0,5У1. На линиях 330 кВ аппараты высокочастотной обработки установим в двух фазах, количество последовательно соединённых конденсаторов связи в каждой фазе - четыре.

6.4.1 Защита блока генератор трансформатор

На генераторах работающих в блоке с трансформатором устанавливается следующий комплекс защит:

- Продольная дифференциальная токовая защита - от междуфазных коротких замыканий в обмотке статора и на его выводах. С целью повышения чувствительности дифференциальной защиты применяются схемы с применением реле с торможением типа ДЗТ-11/5. Защита выполняется трехфазной трехрелейной. Отстройка от токов небаланса обеспечивается с помощью тормозных обмоток.

- Максимальная токовая защита с зависимой выдержкой времени - защита от перегрузок ротора. Назначение: предотвращение повреждений генератора при перегрузке обмотки ротора. Для осуществления защиты применяется устройство РЗР-1М с двумя ступенями действия, каждая из которых имеет свою зависимую интегральную характеристику выдержки времени. Первая ступень используется для двухступенчатого развозбуждения генератора, а вторая действует на отключение.

- Защита максимального напряжения нулевой последовательности - защита от замыканий на землю (корпус) в обмотке статора. Защита выполняется упрощено, подключается к трансформатору напряжения. На генераторе в качестве названой защиты принимаем к установке блок реле БРЭ 1301 в исполнении 33Г-12, состоящее из органов напряжения первой и третьей гармоник и охватывающее всю обмотку статора без зоны нечувствительности. В защите 33Г-12 реле напряжения присоединяется к трансформатору напряжения на выводах генератора.

- Максимальная токовая защита с выдержкой времени - резервная защита от токов внешних симметричных и несимметричных коротких замыканий, а также перегрузок токами обратной последовательности. В защите используется фильтр - реле РТФ-6М с зависимой интегральной характеристикой выдержки времени. РТФ-6М содержит фильтр тока обратной последовательности (ФТОП), орган с интегрально зависимой характеристикой выдержки времени, два токовых органа без выдержки времени (отсечки) и сигнальный орган. На входе ФТОП имеется входное преобразовательное устройство, предназначенное для настройки устройства на заданный вторичный ток генератора при его значении (0,7-1).

- Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени - защита от симметричных и несимметричных перегрузок статора.

- Для сигнализации замыканий на землю в обмотке ротора и в цепях возбуждения устанавливают комплект защит КЗР-3, выполняемую с наложением на цепь возбуждения переменного тока частотой 25 Гц.

- Защита от потери возбуждения. Назначение: выявление потери возбуждения и перевод генератора в допустимый асинхронный режим (разгрузка генератора, торможение турбины и шунтирование обмотки ротора гасительным сопротивлением или отключение блока, если асинхронный режим недопустим). Для предотвращения запрета ресинхронизации генератора и для ограничения длительности разгрузки блока воздействие защиты на гашение поля и на разгрузку выполняется импульсным. Для обеспечения возможности самосинхронизации генератора защита автоматически вводится в действие примерно через 1 с после появления тока в статоре генератора.

- Защита от асинхронного режима без потери возбуждения. Для предотвращения асинхронного режима возбужденного генератора обычно используются средства противоаварийной автоматики (устройства автоматического прекращения асинхронного хода - АПАХ), воздействующие на разгрузку турбин либо на деление энергосистемы

- Пуск устройства резервирования отказа выключателя (УРОВ). УРОВ пускается защитами, действующими на отключение резервируемого выключателя с двойным контролем проходящего через него тока (с помощью двух взаимно резервируемых токовых реле).

На трансформаторе работающего в блоке с генератором устанавливается следующий комплекс защит:

- Продольная дифференциальная токовая защита - устанавливается для защиты от всех видов короткого замыкания в обмотках и на выводах, включая витковые замыкания в обмотках. В качестве измерительного органа продольной дифференциальной токовой защиты примем реле РНТ-565.

- Газовая защита с двумя ступенями действия - защита от замыкания внутри бака трансформатора, от понижения уровня масла в баке. Принимаем газовую защиту с одним газовым реле, контролирующим выделение газа из бака трансформатора в расширитель. Газовая защита бака трансформатора выполняется с двумя ступенями, действующими на сигнал и на отключение соответственно.

- Токовая защита нулевой и обратной последовательности - резервная защита от токов внешних симметричных и несимметричных коротких замыканий и от замыканий на землю.

- Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени - защита от симметричных перегрузок. МТЗ с независимой выдержкой времени осуществляется одним реле РТ-40, включенным на ток одной фазы. Защита присоединяется к ТТ, установленных на трансформаторе блока со стороны высокого напряжения. Защита действует на сигнал с выдержкой времени.

- Устройство для тушения пожара в трансформаторе - приходит в действие при одновременном срабатывании токовой защиты в контуре заземления бака и газовой защиты.

6.4.2 Защита рабочих и пускорезервных трансформаторов собственных нужд

Для защиты питающих элементов СН от внутренних повреждений, а также от внешних КЗ на шинах распределительных устройств СН и на элементах, питаемых от этих шин, применяются соответствующие типы релейной защиты, реагирующие на эти повреждения и действующей на отключение питающих элементов. Кроме того, на питающих элементах СН применяются защиты от ненормальных режимов работы, например от перегрузки, действующие на сигнал.

На трансформаторах СН питающих потребителей РУСН 6 кВ, основными быстродействующими защитами являются дифференциальная защита и газовая защита, резервными - дистанционная защита.

Дифференциальная токовая защита используется в качестве основной быстродействующей защиты ТСН от всех видов КЗ в обмотках трансформатора, на его выводах и в соединениях с шинами высшего и низшего напряжений.

По принципу действия дифференциальная токовая защита не реагирует на внешние КЗ и на токи нагрузки, а действует только при КЗ в зоне защиты. Защищаемая зона ограничена трансформаторами тока, установленными по концам защищаемого элемента.

В настоящее время дифференциальная защита трансформаторов выполняется с помощью дифференциального трехфазного реле типа ДЗТ-21. Такая защита обладает высокой чувствительностью, так как благодаря применению время импульсного принципа в сочетании с процентным торможением обеспечивается отстройка от бросков тока намагничивания защищаемого трансформатора и токов небаланса при внешних КЗ.

Газовая защита применяется как основная защита от витковых замыканий в обмотках трансформатора и от других повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа. Она также реагирует на понижение уровня масла. Газовая защита выполняется с помощью газового реле, поставляемого комплектно с трансформатором.

При слабом газообразовании или незначительном понижении уровня масла защита действует на сигнал. При интенсивном газообразовании, возникающем при повреждениях в нутрии кожуха трансформатора, или при значительном понижении уровня масла газовая защита действует без выдержки времени на отключение трансформатора от источника питания.

В качестве резервной защиты ТСН применяется дистанционная
защита. Основным элементом дистанционной защиты является
дистанционный орган (или омметр), определяющий удаленность
(дистанцию) КЗ от места включения защиты. В качестве дистанционного
органа используются реле минимального сопротивления включенные по
90-градусной схеме на междуфазное напряжение и разность фазных токов, реагирующие на сопротивление, пропорциональное расстоянию до места КЗ на защищаемом присоединении. Для защиты используется реле КРС-2 имеющее уставку по сопротивлению срабатывания, регулируемую от 0,25 до 40 Ом. Выдержка времени защиты составляет 0,3 с, применяется реле времени РВ-01.

Защита от перегрузки предназначена для сигнализации симметричных перегрузок. Она выполняется с одним реле тока, включенным на ток одной фазы. Она реагирует на симметричные перегрузки, которые одинаковы во всех фазах, и действует с выдержкой времени на сигнал, что позволяет дежурному персоналу принять меры для ее ликвидации.

Дуговая зашита выполняется во всех шкафах КРУ 6 кВ с целью
снижения объема повреждений при КЗ с открытой электрической дугой внутри ячейки. Для дуговой защиты используются контакты конечных
выключателей, установленных в шкафах и связанных с положением откидной крышки, являющейся разгрузочным клапаном. При возникновении дуги повышается давление газов внутри шкафа, что вызывает откидывание
крышки. Дуговая защита выполнена с контролем тока КЗ в цепи питания защищаемой секции.

6.4.3 Защита шин

В энергосистеме для защиты шин 330 кВ и 110 кВ следует применять дифференциальные токовые защиты, охватывающие все элементы, которые
присоединены к системе или секции шин двух типов:

- дифференциальная токовая защита на реле типа РНТ;

- дифференциальная токовая защита с торможением (ДЗШТ).

Дифференциальная защита должна быть выполнена с устройством контроля исправности вторичных цепей задействованных ТТ, действующей с ВВ на вывод защиты из работы и на сигнал.

На подстанции с двойной системой сборных шин используют один комплект ДЗШ. На шинах основных подстанций энергосистемы с целью повышения надежности отключения повреждений на шинах без выдержки времени устанавливают по два комплекта ДЗШ. Эти комплекты резервируют друг друга на случай неисправности или вывода в ремонт какого-либо из комплектов.

Селективность действия дифференциальной защиты шин обеспечивается только при строгой, заранее определенной, фиксации присоединений за системой шин. При обычных эксплуатационных отключениях присоединений без нарушения фиксаций защита сохраняет свою селективность. При нарушении фиксации защита теряет свою селективность при повреждениях на шинах и поэтому действие ее должно переводиться на отключение всех присоединений обоих систем шин.

На обходном выключателе 110 кВ при наличии ШСВ (секционного) предусмотрены защиты (используемые при проверке и ремонте защиты, выключателя и ТТ любого из элементов, присоединенных к шинам):

- трехступенчатая дистанционная защита или ТО от многофазных коротких замыканий;

- четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю;

- двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;

- трехступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю.

6.4.4 Выбор автоматики электрооборудования станции

Произведем описание автоматики на основном оборудовании ТЭЦ.

Автоматическое повторное включение (АПВ).

Устройство АПВ предусматривают для быстрого восстановления питания потребителей и внутрисистемных связей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами релейной защиты.

Предусматриваем следующие виды АПВ:

- устройство АПВ воздушных линий 330 кВ;

- устройство АПВ воздушных линий 110 кВ;

- устройство АПВ шин ТЭЦ;

- устройство АПВ ответственных электродвигателей, отключенных для самозапуска других электродвигателей;

- устройство АПВ обходного и секционного выключателей.

Устройства АПВ выполнены так, чтобы они не действовали при отключении выключателя персоналом дистанционно или при помощи телеуправления; автоматическом отключении релейной защитой непосредственно после включения персоналом дистанционно или при помощи телеуправления; отключении выключателя защитой от внутренних повреждений трансформаторов и вращающихся машин, а также в других случаях отключений выключателя, когда действие АПВ недопустимо.

Действие устройств АПВ фиксируется указательными реле, встроенными в реле указателями срабатывания, счетчиками числа срабатывания.

Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ), напряжения (АРН) и реактивной мощности.

Устройства АРВ, АРН и автоматического регулирования реактивной мощности предназначены для поддержания напряжения в энергосистеме по заданным характеристикам при нормальной работе; распределение реактивной нагрузки между источниками реактивной мощности по заданному закону; повышения статической и динамической устойчивости энергосистем.

Генераторы оборудованы устройствами АРВ, соответствующими требованиям ГОСТ на системы возбуждения и техническим условиям на оборудование систем возбуждения.

Для генераторов предусмотрена быстродействующая система возбуждения с АРВ сильного действия.

Трансформаторы с РПН оснащены системой автоматического регулирования коэффициента трансформации для поддержания или заданного изменения напряжения.

Автоматическое регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ).

Системы АРЧМ предназначены для поддержания частоты в энергосистеме в нормальных режимах согласно требованиям ГОСТ на качество электрической энергии; регулирование обменных мощностей энергосистем; распределение мощности между объектами управления на всех уровнях диспетчерского управления.

Автоматическое прекращение асинхронного режима. Для прекращения асинхронного режима в случае его возникновения применяются устройства автоматики, отличающие асинхронный режим от синхронного, КЗ или других нормальных режимов работы.

Указанные устройства выполнены так, чтобы они, прежде всего, способствовали осуществлению мероприятий, направленных на облегчение ресинхронизации:

- быстрому набору нагрузки турбинами;

- частичному отключению потребителей;

- уменьшению генерирующих мощностей (если возник избыток мощности).

Автоматическое ограничение снижения частоты.

Автоматическое ограничение снижения частоты выполнено с таким расчетом, чтобы при любом возможном дефиците мощности в энергосистеме возможность снижения частоты ниже уровня 45 Гц исключена полностью, время работы с частотой ниже 47 Гц не более 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц не более 60 с.

Система автоматического ограничения снижения частоты осуществляет:

- автоматический ввод резерва (по частоте);

- автоматическую частотную разгрузку (АЧР);

- дополнительную разгрузку;

- включение питания отключенных потребителей при восстановлении частоты (ЧАПВ).

Действие АЧР согласовано с действием устройств АПВ.

Все выбранные аппараты, токоведущие части показаны на главной схеме электрических соединений (лист 1 графической части).



7. ВЫБОР СХЕМЫ питания СОБСТВЕННЫХ НУЖД электростанции

Производство тепловой и электрической энергии на ТЭЦ полностью механизировано. Большое количество механизмов обеспечивает работу основных агрегатов - питательных насосов, дутьевых вентиляторов, дымососов, циркуляционных насосов и т. д.

Система питания СН электрических станций занимает особое положение среди других потребителей энергосистемы. Нарушение электроснабжения механизмов собственных нужд вызывает нарушение работы не только самой станции, но и потребителей энергосистемы в случае недостатка мощности.

Нормальная работа электростанции возможна только при надежной работе всех механизмов СН, что возможно лишь при надежном электроснабжении их.

Потребители СН электрических станций относятся к 1 категории по надежности питания и требуют электроснабжения от двух независимых источников. В пределах 1 категории потребители СН тепловых станций делятся на группы ответственных и неответственных. Ответственными являются механизмы СН, кратковременная остановка которых приводит к аварийному отключению или разгрузке агрегатов станции.

Приводы механизмов собственных нужд станции получают питание от РУ собственных нужд. Согласно “Нормам технологического проектирования тепловых электрических станций” (НТП) электродвигатели собственных нужд принимаются в основном асинхронными с короткозамкнутым ротором. Их конструкция относительно проста, поэтому они надежны в работе и несложны в обслуживании.

Напряжения, применяемые в системе СН, 6 кВ (для электродвигателей мощностью более 200 кВт) и 0,4 кВ (для остальных электродвигателей и освещения).

Так как генераторы электростанции соединены в энергоблоки, то питание СН осуществляется отпайкой от энергоблока.

При повреждениях в генераторах или в тепломеханической части нарушается питание СН электростанции. Поэтому кроме рабочих источников СН предусматривается резервный источник.

Таким источником является пускорезервный трансформатор, присоединенный к шинам ОРУ 110 кВ. Даже при отключении всех генераторов станции питание СН будет осуществляться от энергосистемы. На тот случай, когда авария на электростанции совпадает с аварией в энергосистеме и напряжение в СН не может быть подано от резервного трансформатора, для наиболее ответственных потребителей, которые обеспечивают сохранность оборудования в работоспособном состоянии, предусматривается аккумуляторная батарея.

Мощности рабочих трансформаторов СН рассчитаны ранее.

Резервное питание секции СН осуществляется от резервной магистрали, связанной с резервным трансформатором СН.

Многочисленные потребители СН напряжением 0,4 кВ присоединяются к секциям 0,4 кВ, получающим питание от трансформаторов 6-0,4 кВ. Трансформаторы 6-0,4 кВ установлены преимущественно в центрах нагрузки: в котельном и турбинном отделении, на топливном складе, на ОРУ и т. д. Сборные шины 0,4 кВ секционируются для повышения надежности питания. Каждая секция обеспечивается рабочим и резервным питанием, включаемым автоматически. Основные секции РУ 0,4 кВ питаются от трансформаторов 6/0,4 кВ через автоматические выключатели.

Для поддержания необходимого уровня напряжения на СН трансформаторы имеют РПН.

Затраты электроэнергии на собственные нужды бинарной теплофикационной ПТУ на номинальном режиме не превышают 5 %, что значительно ниже, чем у паротурбинных блоков ТЭЦ. Основными потребителями собственных нужд блока ПГУ 230 являются:

- сетевые насосы, предназначенные для перекачивания воды в тепловых сетях;

- дожимная газовая компрессорная станция, предназначенная для обеспечения рабочих параметров технологии промысловой обработки газа и поддержания давления подачи газа в магистральный газопровод;

- питательный насос высокого давления, предназначенный для подачи питательной воды в котел под высоким давлением;

- циркуляционные насосы, предназначенные для обеспечения принудительного движения воды по замкнутому контуру (циркуляции) ПГУ, а также рециркуляции.

Важной структурной составляющей собственных нужд ТЭЦ являются оперативные цепи, осуществляющие управление всеми коммутирующими аппаратами основного оборудования и вспомогательных устройств. Цепи управления усложнены большим количеством включенных в них электрических, технологических защит и блокировок. Оперативные цепи постоянного тока снабжены своими источниками питания.

Схема собственных нужд ТЭЦ показана на листе 4 графической части.

8. РАСЧЕТ ГРОЗАЗАЩИТЫ И ЗАЗЕМЛЕНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

8.1 Молниеотводы

Молниеотвод представляет собой хорошо заземленную металлическую конструкцию, предназначенную для предотвращения прямых ударов молнии в электротехнические устройства или иные сооружения.

При большой высоте лидера разряда такое направление устанавливается исключительно самим каналом разряда (рисунок 8.1, а), и объекты, расположенные на земле, при этом не влияют на направление развития разряда. Однако начиная с некоторой высоты Н, называемой высотой ориентации молнии, начинает сказываться искажение поля различными земными сооружениями, и развитие лидера разряда 1 происходит в направлении к наиболее возвышающимся предметам 2 - опорам ЛЭП, трубам, молниеотводам (рисунок 8.1, б). При этом вероятность удара молнии в сооружение, расположенное около молниеотвода, резко снижается, и при некоторой высоте превышения молниеотвода над защищаемым сооружением ни один удар молнии это сооружение поражать не будет. Пространство, защищенное от прямых ударов молнии, называют зоной защиты молниеотвода.

Таким образом, защищаемое сооружение должно полностью вписываться в границы зоны защиты. Определение зон защиты различных молниеотводов производится на моделях; канал молнии в них имитируется стержнем, на который подается серия волн от ГИН. Стержень располагается на высоте ориентации молнии Н в местах, откуда вероятность поражения молнией будет наибольшей. Стержневой молниеотвод представляет собой вертикально установленную токопроводящую конструкцию (металлический стержень, трубу или решетчатую ферму), надежно присоединенную по кратчайшему пути к заземляющему устройству.

Рисунок 8.1 - Направление преимущественного развития разряда молнии

Молниеотвод характеризуется высотой h и активной высотой h_a:

h=h_a + h_x

где h_x - высота защищаемого объекта.

Высота ориентации Н лидера молнии на вершину стержневого молниеотвода составляет 10-20h, и зоной 100%-ного поражения молниеотвода является параболоид вращения (рисунок 8.2). Лидер молнии, вошедший в эту зону, неизбежно поражает молниеотвод. Как следует из рисунка 8.2, для защиты объектов с большей площадью можно применять несколько молниеотводов, располагая их так, чтобы их зоны 100%-ного поражения касались или даже частично перекрывали друг друга. Следовательно, расстояние между соседними молниеотводами не должно превышать 7·h_a.

Зона защиты одиночного молниеотвода (рисунок 8.3) представляет собой конус с криволинейной образующей, удовлетворяющей уравнению



где р = 1 при h ? 30 м и при h > 30 м.

Рисунок 8.2 Зоны 100%-ного поражения двух стержневых молниеотводов

Рисунок 8.3 Зона защиты одиночного молниеотвода: 1 - молниеотвод; 2 - граница зоны защиты; 3 - сечение зоны защиты на высоте h_х

Защита объектов большей площади производится несколькими молниеотводами (двумя, тремя и более). На рисунке 8.4 приведены зоны защиты двух стержневых молниеотводов. Внешняя часть границы зоны строится, как и для одиночного молниеотвода; внутренняя часть (между молниеотводами) имеет форму седловины, верхняя образующая которой представляет собой часть окружности радиуса R, проведенной через точки 1, 2 и 3 (высота точки 3 над землей равна h-а/7), а наименьшая ширина 2b_x на высоте h_x определяется по кривым или по формуле

В случае применения молниеотводов различной высоты внешняя часть зоны строится, как для отдельных молниеотводов высотой h₁ и h₂; для построения внутренней зоны строится фиктивный молниеотвод с высотой h'₁ h'₂ (рисунок 8.4,6). Построение внешней зоны трех и четырехстержневых молниеотводов (рисунок 8.5) производится по общему правилу для каждых двух соседних молниеотводов.

Рисунок 8.4 - Зоны защиты двух стержневых молниеотводов одинаковой (а) и различной (б) высоты

Для того чтобы все пространство между молниеотводами было защищено от поражений, необходимо выполнить условие:

где D - диаметр окружности, проведенной через точки установки трех молниеотводов, или большая диагональ четырехугольника с молниеотводами в его вершинах. В случае применения многократных молниеотводов, например для защиты крупных подстанций, молниеотводы разбиваются на группы по 3 или 4 и построение внешней зоны защиты производится для каждой пары соседних молниеотводов по общему правилу.

Рисунок 8.5 - Зоны защиты трех и четырех стержневых молниеотводов

8.2 Расчет грозозащиты ОРУ

Электроустановки, находящиеся на открытом воздухе, защищаются от прямых ударов молнии молниеотводами. Для защиты протяженных объектов: ВЛ, шинных мостов, гибких связей большой протяженности применяются горизонтально расположенные заземленные тросы. Такие молниеотводы называются тросовыми. Молниеотводы характеризуются зонами защиты.

По ПУЭ при удельном сопротивлении грунта менее 2000 Омм
необходимо защищать оборудование от прямых ударов молнии.

Расчетное сопротивление грунта вычисляется по измеренному удельному сопротивлению



,

где - сезонный коэффициент, значение которого для различных климатических зон, равный 1,9 по [4, таблица 44.5.]

На конструкциях ОРУ и выше стержневые молниеотводы
могут устанавливаться при эквивалентном удельном сопротивлении земли в грозовой сезон: до 1000 Ом·м - независимо от площади заземляющего
устройства ПС; более 1000 до 2000 Ом·м - при площади заземляющего
устройства 10000 м² и более. Стержневые молниеотводы устанавливаются на несущих конструкциях порталов ОРУ.

Минимальная активная высота молниеотводов:

Принимаем высоту всех молниеотводов h = 23,35 м. Высота порталов ОРУ h_x=11,35 м.

Уровень h_x внутри остроугольного треугольника или прямоугольника, образованного ближайшими тремя или четырьмя стрержневыми молниеотводами, будет защищен, если диаметр D окружности, проходящей через вершины треугольника, или диагональ D прямоугольника удовлетворяет условию

D =

где р = 1, при h< 30 м, р = при h> 30 м.

Зная высоту молниеотводов, строим защищенную зону молниеотводов на высоте 11,35м.



D = м;

Расставим молниеотводы так, чтобы зоны их действия покрыли все оборудование и ошиновку, схема изображена на листе 6 графической части

8.3 Расчет заземления ОРУ

Согласно ПУЭ заземляющее устройства электроустановок выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью выполняются с учетом сопротивления или допустимого напряжения прикосновения.

Расчет по допустимому сопротивлению приводит к неоправданному перерасходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении заземляющих устройств для распределительных устройств небольшой площадью, не имеющих естественных заземлителей.

Опыт эксплуатации распределительных устройств позволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения а не величины Обоснованием этому служат следующие соображения. В момент прикосновения к заземленному оборудованию, находящемуся под потенциалом, часть сопротивления заземлителя шунтируется сопротивлением тела человека R_ч и сопротивлением растеканию тока от ступеней в землю R_с. На тело человека фактически будет действовать напряжение:

где U_c - падение напряжения в сопротивлении растеканию с двух ступней человека в землю.

Если принять ступню человека за диск радиусом 8 см, то:



где - удельное сопротивление верхнего слоя земли, Ом·м;

r - радиус ступни, м.

Ток, протекающий через человека:

где - сопротивление тела человека.

Опасность поражения зависит от тока и его длительности протекания через человека. Зная допустимый ток, можно найти допустимое напряжение прикосновения:

,

Принимаем, что=1000 Ом, удельное сопротивление верхнего слоя почвы время воздействия тока 0,25 с, то для определим напряжение прикосновения:

За расчетную длительность воздействия принято:



где - время действия релейной защиты, 0,2 с.

- полное время отключения выключателя, равное 0,05 с.

Заземляющее устройство для ОРУ выполняется из вертикальных заземлителей, соединительных полос, полос, проложенных вдоль рядов оборудования, и выравнивающих полос, проложенных в пореречном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом.

Расстояние между полосами не должно быть более 30 м.

Учет многочисленных факторов, влияющих на растекание тока с заземлителей, усложняет расчет.

Расчет выполняем по методу, основанному на том, что сложный заземлитель заменим расчетной квадратной моделью при условии равенства их площадей S, общей длины горизонтальных заземлителей L_r , глубины их заложения t, количества и длины, вертикальных заземлителей L_b, глубины их заложения.

Как правило, верхние слои имеют большее удельное сопротивление, а нижние, увлажненные слои - меньшее сопротивление.

Расчет производится в следующем порядке. Определяем напряжение на заземлителе:

где - наибольшее допустимое напряжение прикосновения (250 В);

- коэффициент напряжения прикосновения.

где l_b - длина вертикального заземлителя, м;

l_r - длина горизонтальных заземлителей, м;

а - расстояние между вертикальными заземлителями, м;

S - площадь заземляющего устройства, м²;

Принимаем ₁ = 500 Ом·м (с учетом промерзания), h₁ = 2м,
₂ = 60 Ом·м. По [2, таблица 7.6];

М - параметр, зависящий от 1/2, по [1, таблица 7.6] примем
М = 0,806 при 1/2 = 500/60 = 8,3;

- коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека R_ч и сопротивлению растеканию тока от ступней R_с.

, (8.6)

В расчетах принимаем R_ч =1000 Ом, R_с= 1,5_вс.

Число ячеек ОРУ 110 кВ равно 11, размеры одной ячейки - 9х55 м. Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчетную квадратную модель со стороной

Число ячеек по стороне квадрата:



Принимаем 15 м.

Длина полос в расчетной модели:

Длина сторон ячейки:

Число вертикальных заземлителей по периметру контура при a/l_в=1:

Принимаем

Общая длина вертикальных заземлителей:

Общее сопротивление сложного заземлителя, преобразованного в расчетную модель по формуле:

Когда ₁/₂ = 8,3, a/l_в=1, тогда

Определяем по [2, таблица 7.6] _э/₂ = 1,4, тогда:

_э = 1,4·₂ = 1,4·60=84 Ом·м.

Общее сопротивление сложного заземлителя:

.

Произведем проверку по напряжению прикосновения:

Что больше допустимого значения. Принимаем меры для снижения путем подсыпки слоя гравия толщиной 0,2 м в рабочих местах. Удельное сопротивление верхнего слоя гравия в этом случае будет _{в. с.} = 3000 Ом·м, тогда

Подсыпка гравием не влияет на растекание тока с заземляющего
устройства, так как глубина заложения заземлителей 0,7 м больше толщины слоя гравия, поэтому соотношение 1/2 и параметр М не изменятся.

Произведем проверку по напряжению прикосновения:

Что меньше допустимого значения (250 В).

9. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА

Рассчитаем технико-экономические показатели ТЭЦ до расширения.

Для определения технико-экономических показателей необходимо знать объем и режим годового электропотребления. Весь год представляем в виде двух периодов - летнего и зимнего. Продолжительность летнего периода принимаем равной п_л = 210 суток, а зимнего - п_з = 155 суток.

Более полным было бы представление каждого сезона в виде трех характерных суточных графиков нагрузки: рабочего, субботнего и воскресного. Однако, поскольку расчет выполняем вручную, то такое детальное представление режима приведет к существенному увеличению трудоемкости расчетов. Поэтому каждый сезон представляем одним суточным графиком. Ниже приведены данные по конфигурации этих графиков (таблица 9.1). Максимальную нагрузку рекомендуется принимать на уровне, равном 95 % установленной мощности энергосистемы:

В летний период один из агрегатов выводится в плановый ремонт, то:

Таблица 9.1 - Суточные графики нагрузки

Часы суток	Лето	Зима
	, о.е.	, МВт	, о.е.	, МВт
1	2	3	4	5
1	0,5	85,5	0,6	205,2
3	0,5	85,5	0,6	205,2
4	0,5	85,5	0,6	205,2
5	0,55	94,05	0,65	222,3
6	0,6	102,6	0,7	239,4
7	0,7	119,7	0,8	273,6
8	0,75	128,25	0,9	307,8
9	0,8	136,8	0,96	328,32
10	0,8	136,8	0,95	324,9
11	0,78	133,38	0,9	307,8
12	0,75	128,25	0,85	290,7
13	0,65	111,15	0,85	290,7
14	0,7	119,7	0,9	307,8
15	0,7	119,7	0,94	321,48
16	0,72	123,12	0,95	324,9
17	0,73	124,83	0,97	331,74
18	0,73	124,83	1	342
19	0,7	119,7	0,95	324,9
20	0,65	111,15	0,9	307,8
21	0,6	102,6	0,85	290,7
22	0,6	102,6	0,8	273,6
23	0,55	94,05	0,7	239,4
24	0,55	94,05	0,65	222,3
сумма		2669,31		6692,94

Произведем расчет характеристики относительных приростов электростанции. ХОП энергоблока или электростанции определяется как

где q - относительный прирост расхода тепла турбоагрегата;

r - относительный прирост расхода топлива котлоагрегата:

где - среднегодовой КПД котла (принимаем ).

т у.т./Гкал.

Определяем относительный прирост расхода топлива на ТЭЦ по конденсационному циклу:

т у.т./МВтч.

Энергетическая характеристика турбоагрегата Т-180-215

где МВт;

Гкал/ч.

Распределению электрической нагрузки между агрегатами ТЭЦ предшествует распределение отпуска тепла между агрегатами и определение на основе этого теплофикационной мощности. Для решения этой задачи следует знать величину и графики тепловой нагрузки каждого агрегата.

График теплофикационной нагрузки принимаем одноступенчатым для зимних и летних суток. Однако для летних суток величину теплофикационной нагрузки определяем как:

Величину же зимней нагрузки принимаем на уровне

Тепловую нагрузку между агрегатами распределяем поровну.

Найденная теплофикационная электрическая мощность вписывается в базовую часть графика электрической нагрузки станции как вынужденная мощность

где обусловлена пропуском пара в конденсатор.

Гкал/ч,

Гкал/ч,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт.

Определим технико-экономических показатели работы станции до ее расширения.

Число часов использования установленной мощности электростанции:

где МВтч.

По (9.6) получим:

ч.



Годовой расход топлива электростанцией.

Для ТЭЦ расход топлива на выработку электроэнергии может быть определен следующим образом. При известном суточном графике нагрузки станции можно определить график для каждого энергоблока, разделив нагрузки на число блоков. Зная электрическую нагрузку и энергетическую характеристику турбоагрегата, можно определить расход тепла на агрегат за каждый час суток и за сутки по выражению (9.2).

т у.т./сут.,

т у.т./год,

Далее по формуле (9.10) определим суточный расход топлива на производство электроэнергии:

Зная суточный расход топлива для характерных суток, легко подсчитать годовой расход

Почасовой расход топлива в зимний и летний период сведем в таблицу 9.2.



Таблица 9.2 - Почасовой расход топлива

Часы суток	Лето	Зима
1	2	3
1	85,5	153,62
2	85,5	153,62
3	85,5	153,62
4	85,5	153,62
5	94,05	153,62
6	102,6	153,62
7	119,7	153,62
8	128,25	153,9
9	136,8	164,16
10	136,8	162,45
11	133,38	153,9
12	128,25	153,62
13	111,15	153,62
14	119,7	153,9
15	119,7	160,74
16	123,12	162,45
17	124,83	165,87
18	124,83	171
19	119,7	162,45
20	111,15	153,9
21	102,6	153,62
22	102,6	153,62
23	94,05	153,62
24	94,05	153,62

Для зимнего периода получим

Гкал/ч,

Гкал/ч,

Гкал/ч,

Гкал/ч,

Гкал/ч,

Гкал/ч,

Гкал/ч,

Гкал/cут.

Для летнего периода получим

Гкал/ч,

Гкал/ч,

Гкал/ч,

Гкал/ч,

Гкал/ч,

Гкал/ч,

Гкал/ч,

Гкал/ч,

Гкал/ч,

Гкал/ч,

Гкал/cут.

Объединив выражения (9.10) и (9.11) и подставляя численные значения, получим

т у.т./год.

Расход топлива ТЭЦ на выработку тепла считаем следующим образом:



т у.т./год,

Гкал/год.

Получим

Гкал/год,

т у.т./год.

Суммарный расход топлива по ТЭЦ за год по формуле (9.14)

т у.т./год. (9.14)

т у.т./год.

Удельный расход топлива на 1 МВтч, отпущенный в сеть энергосистемы

.

По (9.15) получим

т у.т./МВт·ч.

Эксплуатационные расходы в энергосистеме.

Условно переменные затраты определяются как произведение цены топлива на его расход



По (9.16) получим

у.е.

Условно постоянные расходы складываются из затрат на амортизацию, заработную плату и прочих затрат (вспомогательные материалы и пр.).

Амортизационные отчисления определяются по формуле (9.17):

где - норма амортизационных отчислений в относительных единицах, = 7,4 ;

- удельные капвложения в электростанцию.

Для ТЭЦ 360 = 1000 у.е./кВт.

у.е.

Заработная плата рассчитывается как:

где - штатный коэффициент ( = 0,525 чел/МВт);

- среднегодовой фонд заработной платы, принимаем на уровне 500 у.е./чел.год.

По (9.18) получим:

у.е.

Суммарные эксплуатационные затраты:

,

где - коэффициент, учитывающий прочие расходы ( = 0,1).

у.е.

Себестоимость 1 кВтч, отпущенного в сеть энергосистемы:

.

Себестоимость 1 Гкал/час, отпущенного в сеть:

где - суммарные эксплуатационные расходы, относящиеся к отпуску электроэнергии.

Суммарные эксплуатационные расходы определяются:

где ? суммарные эксплуатационные расходы, относящиеся к отпуску тепла.



Получим

у.е.,

у.е.,

у.е./МВтч = 0,07716 у.е./кВт·ч,

у.е. год/Гкал.

Эксплуатационные расходы в электрических сетях

,

где - коэффициент, учитывающий отчисления на амортизацию, заработную плату и прочие затраты и принимаемый равным = 0,07;

- стоимость электрических сетей, принимаемая равной 50 % от стоимости электростанции.

По (9.24)

у.е.

Общие затраты в энергосистеме

у.е.

Себестоимость 1 кВтч, полезно отпущенного потребителям:

где: - коэффициент потерь в сетях ( = 0,1);

- стоимость покупной (продаваемой) энергии, принимаем равной 0.

у.е./МВтч = 0,09147 у.е./кВт·ч.

Стоимость реализации энергии

где - средний тариф на электроэнергию, отпускаемую потребителям ( = 110 у.е./МВтч);

- средний тариф на тепло, отпускаемое потребителям
( = 30 у.е./Гкал).

у.е.

Прибыль энергосистемы:

где у.е.

у.е.

Прибыль, остающаяся в распоряжении энергосистемы (остаточная прибыль), после осуществления всех выплат:

где j - налог на прибыль (принять равным 0,3);

Получим:

у.е.

Хозрасчетный доход предприятия:

где - заработная плата.

Определим хозрасчетный доход предприятия:

у.е.

Фондоотдача:

Ф_о - стоимость основных фондов энергосистемы, равная сумме стоимостей электростанций и сетей:

Получим:



у.е.

По выражению (9.31) получим: