Развитие Щекинской ГРЭС и её системы собственных нужд

Размещено на http://www.allbest.ru/

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

1. Анализ исходных данных

1.1 Роль ЩГРЭС в электрической сети

1.2 Описание технологического процесса ЩГРЭС и режимы ее работы

1.3 Анализ схемы собственных нужд и планы возможного совершенствования главной схемы и собственных нужд ЩГРЭС

1.4 Расчет на ЭВМ режима работы станции в различных режимах

1.5 Анализ возможных вариантов развития и цели развития

2. Развитие схемы ЩГРЭС за счет присоединения ГТУ

2.1 Схема подключения ГТУ к действующей схеме ЩГРЭС

2.2 Определение расчётных электрических нагрузок на напряжение 0,4 кВ. Выбор типа и мощности трансформаторов 6/0,4 кВ

2.3 Определение расчётных нагрузок на напряжение 6 кВ. Выбор типа и мощности блочного трансформатора собственных нужд, питающего шины 6 кВ

2.4 Электрические расчёты в схеме собственных нужд блока

2.4.1 Разработка схемы питания электродвигателей механизмов, общестанционных трансформаторов электрических сборок собственных нужд блока

2.4.2 Выбор сечения кабелей на напряжение 6 кВ, питающих высоковольтные двигатели

2.4.3 Выбор сечения кабелей на напряжение 6 кВ, питающих блочные трансформаторы 6/0,4 кВ

2.4.4 Определение суммарных расчётных нагрузок на шины КРУ 3, 4 трансформатора ТРДН - 32000/15

2.4.5 Выбор сечения кабелей на напряжение 0,4 кВ

3. Разработка схемы внешнего электроснабжения

3.1 Выбор мощности блочного трансформатора Т1

3.2 Выбор сечений проводов питающей линии 220кВ и определение ее параметров

3.3 Расчёт токов короткого замыкания на шинах 6 кВ рабочего и резервного источников питания

3.4 Расчёт тока короткого замыкания на шинах 15,75 кВ

3.5 Расчёт токов короткого замыкания на шинах 0,4 кВ

3.6 Расчет токов короткого замыкания в программе «Энергия»

3.7 Проверка сечений кабельных линий на напряжение 6 кВ по условию термической стойкости

3.8 Проверка кабельных линий на напряжение 0,4 кВ по условию термической стойкости

4. Выбор электрооборудования и токоведущих частей

5. Расчеты динамической устойчивости программе «MUSTANG.WIN»

6. Релейная защита

7. Диагностика состояния электрооборудования на ЩГРЭС

8. Безопасность и экологичность проекта

9. Экономическая часть

Заключение

Список литературы

Приложение

ВВЕДЕНИЕ

Система собственных нужд является важным звеном, влияющим на показатели работы электрической станции в целом. Ненадёжная работа системы собственных нужд, повреждение её элементов подчас приводят к нарушению функционирования не только электростанции, но и энергосистемы. Поэтому, правильное, проектирования системы собственных нужд является важной задачей для проектировщика.

Понятие «система собственных нужд» включает в себя рабочие машины, обеспечивающие нормальную работу основных агрегатов электростанции, электродвигатели, приводящие рабочие машины в действие, источники питания, распределительные устройства и распределительную сеть (кабельные линии), обеспечивающие электроснабжение двигателей - приводов. Электродвигатели, приводящие в действие рабочие машины, являются значительными потребителями электрической энергии, вырабатываемой на электростанциях. В процессе проектирования неизбежно возникает вопрос об экономичной работе этих потребителей.

Система собственных нужд должна быть гибкой, простой в эксплуатации и допускать развитие технологического процесса. Схема электроснабжения собственных нужд должна обеспечивать сохранность основного оборудования электростанции при аварийном останове.

Основные задачи, решаемые при проектировании системы собственных нужд, заключаются в оптимизации параметров этой системы путём рационального выбора напряжений, определения расчётных нагрузок, обоснования числа и мощности трансформаторов, конструктивного исполнения сети.

При проектировании, сооружении и эксплуатации электростанций сложились некоторые общие принципы организации схем электроснабжения собственных нужд. Это упрощает разработку схем собственных нужд при проектировании конкретных станций, уменьшая возможное количество вариантов решений. Эти общие принципы следующие:

а) рабочее питание всех видов электроприёмников собственных нужд, включая и особо ответственные, осуществляется путём отбора мощности на генераторном напряжении главной электрической схемы с помощью понижающих трансформаторов. Они работают раздельно, чем достигается ограничение токов короткого замыкания в сети собственных нужд и уменьшение влияния токов короткого замыкания в сети, подключённые к другим секциям;

б) для питания электроприёмников собственных нужд необходимы два уровня напряжения:

· 6 ч 10 кВ - для питания мощных электроприёмников;

· 0,4 ч 0,66 кВ - для питания электроприёмников небольшой мощности, освещения и прочей нагрузки;

в) резервное питание ответственных и неответственных электроприёмников собственных нужд также обеспечивается отбором мощности от главной электрической схемы при соблюдении условия, что места присоединения резервного питания должны быть независимы от мест присоединения цепей рабочего питания. Для особо ответственных потребителей собственных нужд предусматривается дополнительный, независимый источник энергии.

На схемы питания собственных нужд заметное влияние оказывают следующие факторы:

мощность, состав и ответственность электроприёмников собственных нужд, что в первую очередь определяется типом станции;

режимы работы основного оборудования;

параметры элементов системы собственных нужд, выпускаемых заводами - изготовителями.

Необходимая надёжность работы собственных нужд ГРЭС обеспечивается также наличием на всех элементах электрической сети собственных нужд устройств релейной защиты и автоматики, отключающих с минимально возможным временем защищаемые элементы при возникновении в них повреждений. Это предотвращает длительные падения напряжений во всей сети собственных нужд в результате короткого замыкания, которое приводит к нарушению работы технологического оборудования.

Итак, к основным требованиям, предъявляемым к собственным нуждам, относятся необходимая надёжность и высокая экономичность в их совместном сочетании.

1. АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

1.1 Роль ЩГРЭС в электрической сети

Щекинская ГРЭС является конденсационной электростанцией (КЭС), входящей в состав ОАО Квадра.

Строительство электростанции осуществлялось в четыре очереди. В первой очереди установлены первые четыре турбогенератора мощностью 35 МВт каждый. Ввод в эксплуатацию первых турбогенераторов был осуществлен в 1950 году. В этот год основным потребителем электрической энергии был город Москва. ЩГРЭС в те годы носило название ГРЭС-19 и в ходило состав «Мосэнерго». Связь с сетями «Мосэнерго» осуществлялась по линиям ГРЭС-19-Кашира (на данный момент эти линии были приделаны построена подстанция Северная 103, Химическая 8.С подстанция Химической 8 идет линия на подстанцию «Каширской ГРЭС»). В 1951 году был закончен монтаж и включены в работу еще два турбогенератора №5 и №6 мощностью 35 МВт каждый. В этом же году было начато сооружение второй очереди двух турбогенераторов №7 и 8 по 100 МВт с прямоточными котлами производительностью 230 тонн пара в час, с давлением 100 атм. И температурой 510°С. На третью очередь отводилось сооружение береговой насосной станции №2, ввод в действие турбогенератора №9 мощностью 100 МВт и двух котлов агрегатов, аналогичных предыдущим. Турбогенератор №9 мощностью 100 МВт и котел №13 были введены в строй в 1955 году. Работы по строительству 4-й очереди были начаты в 1956 году. Турбогенератор №10 и два котлоагрегата №14 и 15 заработали в 1957 году. Мощность электростанции возросла до 640 МВт, и она стала самой мощной тепловой электростанцией в Европе.

10 апреля 1959 года было принято решение Правительства о дальнейшей реконструкции Щекинской ГРЭС.

Перед персоналом станции была поставлена задача в 1964-1965гг. ввести в строй два турбоагрегата №11 и 12 мощностью по 200 МВт с прямоточными котлоагрегатами №16 и 17 производительностью 640 тонн пара в час.

Поставленная перед энергетиками задача была выполнена. Первый блок 200 МВт был введен в работу в 1964 году, в 1965 году был включен в работу блок №2. Мощность электростанции превысила на тот момент превысила миллион киловатт.

На сегодняшний день мощность электростанции составляет 400 МВт, а морально устаревшее оборудование было демонтировано.

Щекинская ГРЭС с установленной мощностью 400 МВт имеет два распределительных устройства высокого напряжении: ОРУ 220 кВ и ОРУ 110 кВ, которые используются энергосистемой в качестве узловых. Структурная схема и связи Щекинской ГРЭС с энергосистемой представлены на (рис. 1.1.;1.2).

Рис. 1.1. Главная схема Щекинской ГРЭС

Рис. 1.2. Схема соединения ЩГРЭС с тульской эноргосистемой

ОРУ 220 кВ имеет 5 присоединительных линий, из которых по 3 преимущественно осуществляется отпуск электроэнергии потребителям. Линии Тула 1, Тула 2 питают подстанцию Тула 14. Подстанция Тула 14 это основной источник электрической энергии для города Тулы и предприятий Ленинского района. Две линии (Северная 2, Бегичево) работает в реверсивном режиме и по ней происходит как отпуск, так и поступление электроэнергии на РУ 220 кВ, которое в среднем не превышает 1,3% от суммарной выработке на станции. Линии Серная 1, Северная 2 как уже говорилось ранее, соединяются с подстанцией Северная 103. На подстанции северная 103 находится одино из крупнейших предприятий Тульской области «Новомосковске Химический завод». Который должен стабильно получать электрическую энергию, из-за своего технологического процесса (наращение которого может повлечь за собой аварию с возможным выбросом хлора что показала авария 25 мая 2005 года).

ОРУ 110 кВ имеет 9 присоединенных линий. По 7 из них происходит преимущественно отпуск электроэнергии, а по 2-м (Плавская и Лазарево) поступление от энергосистемы, которое составляет приблизительно 30% от отпуска в линии 110 кВ.

В период осенне-зимнего максимума «Тульская энергосистема» нуждается в дополнительном источнике электроэнергии, т.к. «Московская электрическая система» начинает поступать электроэнергия. ЩГРЭС в этот период работает с максимальной нагрузкой.

Авария 25 мая 2005 года показала что Тульская энергосистема, без помощи других энергосистем (Орловской, Рязанской, Московской и т.д.) не способна обеспечить электрической энергией всех потребителей Тульской области. В следствии чего нуждается в дополнительных мощностях.

1.2 Описание технологического процесса ЩГРЭС и режимы ее работы

В состав котельной установки входят котел, тягодутьевые машины, устройства очистки поверхностей нагрева, оборудование топливоподачи и топливоприготовления в пределах установки, оборудование шлако и золоудаления, золоулавливающее, устройства для предварительного подогрева воздуха, а также трубопроводы, арматура, устройства контроля и защиты, дымовая труба.

В состав турбоустановки входят турбина, конденсационная установка, система регенеративного подогрева, трубопроводы пара и воды запорная, регулирующая и предохранительная арматура.

Энергоблок состоит из прямоточного котла, паровой турбины и синхронного генератора.

Котел ПК-33 производительностью 640 тонн/час на сверхкритические параметры пара (Р= 140 кгс/смІ, t = 545°С) состоит

Турбина паровая конденсационная типа К-200-130-1 предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока мощностью 200 МВт, представляет собой одновальный трехцилиндровый агрегат, состоящий из цилиндра высокого давления (ЦВД), цилиндра среднего давления (ЦСД) и цилиндра низкого давления (ЦНД).

Турбина рассчитана на параметры пара: t = 545°С, Р= 140 кгс/смІ, скорость вращения 3000 об/мин.

Турбогенератор типа ТВВ-220-2-ЕУЗ является синхронной машиной переменного тока с замкнутой системой водородного охлаждения статора и ротора с газоплотным корпусом. В корпусе генератора газоохладители размещены горизонтально. Турбогенераторы имеют непосредственное охлаждение обмоток ротора водородом и непосредственное охлаждение обмоток статора дистиллированной водой, а сталь статора охлаждается водородом косвенно. В качестве системы возбуждения используются тиристорные возбудители ВТ-4000.

Котел ПК-33-1 - прямоточный “П” - образной компоновки, имеет промежуточный перегрев пара. Изготовлен Подольским машиностроительным заводом им. С. Орджоникидзе. Котел работает в блоке с вышеуказанными турбинами. Все элементы поверхностей нагрева котла выполнены в одном корпусе по двухпоточной схеме с независимым питанием по всему контуру. Топка котла разделена на три равные секции двумя двухсветными экранами от холодной воронки до начала поворотной камеры, оборудована 12-ю газовыми горелками типа ГМПВ-50, расположенными с фронта котла в два яруса. На задней стенке в три яруса по 6 сопел смонтировано острое дутьё (в связи с установкой горелок ГМВП-50 сопла острого дутья 1 и 2-го ярусов отглушены). Крепление элементов топочной камеры и горизонтального газохода осуществлено подвесными трубами.

Отработавший пар поступает в конденсатор турбины, где он охлаждается водой из реки УПЫ, собранной возле ГРЭС в искусственном водохранилище (пруде-охладителе).

Конденсатные насосы подают образовавшийся конденсат в деаэраторы, откуда питательными насосами вода опять нагнетается в котел. Цикл замкнулся. Далее процесс повторяется.

На блоках 200 МВт для повышения КПД цикла принята более разветвленная система регенерации и имеется ступень промежуточного перегрева, т.е., после отдачи части энергии ротору высокого давления, пар возвращается в котел, в специальную промежуточную зону, где он подогревается (повышается его энтальпия ПВД и ПНД) и вновь подается в турбину.

В состав энергоблока с прямоточным котлом включается обессоливающая установка для очистки основного конденсата от растворенных примесей.

Качество свежего пара, поступающего в турбину, контролируется по давлению, температуре, содержанию Na, электропроводимости и значению рН. Турбины должны длительно работать при температуре пара в выхлопном патрубке до 70 °С и влажности до 9 %. Предельная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, как правило, составляет 33 °С.

Рис. 1.3. Продольный разрез котла

В проектной тепловой схеме турбоустановки с турбиной (рис. 1.4) подогреватели высокого давления включались по типовой последовательной схеме, В ходе эксплуатации было установлено преимущество подсоединения ПВД по схеме Виолен. В течение года значительную часть времени турбоустановка работает с нагрузками, меньшими номинальной (разгрузка ночью и в выходные дни). При этом перегрев пара второго регенеративного отбора незначителен. Незначительный перегрев пара на пониженных нагрузках и потеря части давления в пароохладителе снижают его эффективность. Возможно повышение энергетической эффективности тепловой схемы при установке среднего ПВД без пароохладителя. Подогреватель низкого давления П-2 смешивающий. Для восполнения утечек в схему включена испарительная установка. В состав испарительной установки входят испаритель И, конденсатор испарителя КИ и деаэратор испарителя ДИ.

Воздух, подаваемый в котёл, также проходит подогрев, т.к. воздух без подогрева может конденсироваться на стенках котла, что может привести к появлению кислот, которые разрушают трубопроводы котла.

После сгорания природного газа образуется углекислый газ, который удаляется с помощью дутьевых вентиляторов. Часть горячих углекислых газов отбираются дутьевыми вентиляторами рециркуляции для обогрева холодного воздуха.

Рис. 1.4.Принципиальная тепловая схема турбоустановки с турбиной:

ОЭУ-- охладитель эжектора уплотнений; ОЭ -- охладитель пара эжекторов

Режимы работы ЩГРЭС зависят от нагрузки на энергоблок, из всего диапазона нагрузок можно выделить 3 основных режима энергоблока.

Полная нагрузка на блоке 200МВт- в этом режиме в котёл подается вода от 2-х ПЭН, максимальная нагрузка котла - 640 т/ч по паромерам, при температуре питательной воды 158ч242 С.

Минимальная нагрузка на блоке 100МВт- в этом режиме в котёл подается вода от 1-го ПЭН, Минимально длительная нагрузка котла - 360 т/ч.

Нагрузка (активная мощность) на блоке зависит от количество пара подаваемого в турбину, чем больше пара тем активная мощность выше, реактивная мощность вырабатываемая на генераторе зависит тока подаваемого на обмотку возбуждения.

Изменять нагрузку котла следует ступенями в соответствии со скоростью нагрузки и разгрузки турбины.

При подъеме нагрузки необходимо:

- нагрузить тягодутьевую установку, исходя из увеличения нагрузки;

- увеличивать подачу топлива равномерно на всех горелках, по мере роста температуры дымовых газов в поворотной камере увеличивать подачу воды в котел, поддерживая на заданном уровне температуры пара по тракту котла впрысками;

- при нагрузке и разгрузке котла вести контроль за показаниями температуры металла поверхностей нагрева котла;

- после достижения устойчивого режима котла и подрегулировки температуры первичного и вторичного пара, повторяя операции, повысить нагрузку котла до величины, указанной начальником смены или старшим машинистом.

При снижении нагрузки необходимо:

- уменьшить расход топлива равномерно на всех работающих горелках, по мере снижения температуры дымовых газов в поворотной камере уменьшать подачу воды в котел, поддерживая на заданном уровне температуры пара по тракту котла с помощью впрыска;

- разгрузить тягодутьевую установку, исходя из снижения нагрузки, поддерживая разрежение вверху топки 2-3 мм.вод.ст;

- после достижения устойчивого режима работы котла и подрегулировки температуры первичного и вторичного пара повторяя операции предыдущих подпунктов данного пункта, снизить нагрузку до величины, указанной начальником смены или старшим машинистом.

В пределах от минимальной до максимальной нагрузки котла должны быть в работе:

- два дымососа;

- по два дутьевых вентилятора и ДВР;

- четыре РВП;

- 12 газовых горелок.

Постоянная температура перегретого пара по первичному тракту обеспечивается поддержанием постоянного соотношения подачи питательной воды по ниткам - W и топлива B при всех режимах работы котла.

Соответствие подачи питательной воды и топлива контролируется величиной впрысков и температурами пара по тракту котла.

Средние температуры пара по тракту кола в пределах нагрузок от 60% до 100% при средней величине впрысков должны быть следующие:

Тпз - за переходной зоной 354 С

ТСРЧ - за СРЧ 385С

Т1 ВПР - за первым впрыском 360 С

ТВРЧ - за ВРЧ 400 С

Тпе - за потолочным экраном 430 С

ТШ-1 - за ширмовый пароперегревателем 1 ступени 480 С

ТШ-2 - за ширмовый пароперегревателем 1 ступени 515 С

Т2ВПР - за вторым впрыском 465 С

Т0 - за конвективным пароперегревтелем 545 С

Средняя величина расхода воды на первый впрыск должна составлять 6% (при колебании от 0 до 12%) от нагрузки котла. Регулирование расхода воды на первый впрыск следует вести исходя из поддержания постоянной температуры за ВРЧ.

Средняя величина расхода воды на второй впрыск должна составлять 3% (при колебании от 0 до 6%) от нагрузки котла.

Нормы и допуски.

Температура пара за конвективным пароперегревателем:

- нормальная - 545 С;

- аварийная - верхний предел - 570 С - защита на отключение с выдержкой 3 минуты;

- аварийная - нижний предел - 490 С - защита на отключение.

Температура пара за промперегревателем:

- нормальная - 545 С;

- аварийная - верхний предел - 570 С - защита на сигнал;

- аварийная - нижний предел -490 С - защита на сигнал.

Температура отдельных витков НРЧ:

- нормальная температура - 347 С;

- предельно-допустимая отдельных витков - 380 С;

- аварийная - 400 С.

Останов котла.

Получив разрешение от НСС на останов блока, начальник смены блоков предупреждает персонал о предстоящем останове блока.

Прогреть паропровод БРОУ, т.к. при снижении нагрузки на турбине избыток пара сбрасывается через БРОУ в конденсатор.

При нагрузке 150ч160 МВт персонал турбинного отделения производит отключение ПВД, после чего приступить к дальнейшей разгрузке котла. Снижение нагрузки производить со скоростью 2 МВт/мин., при нагрузке 100 МВт ключи защит ПЗБ 1,2,3 перевести в положение «Сигнал»

При нагрузке 60ч70 МВт начать открывать клапан БРОУ, за счет чего разгрузить турбину до 5ч7 МВт.

Поочередно закрыть арматуру на газовые горелки в каждом отсеке котла, обжать газовые задвижки перед всеми горелками.

После полного погасания факела закрыть и обжать задвижки. Проверить открытие свечей безопасности, открыть все продувочные свечи.

После отключения генератора от сети остановить дутьевые вентиляторы рециркуляции.

Остановить питательный насос после прекращения подачи топлива в топку.

Закрыть БЗЗ, ЗВ, ГПЗ, Д- 3, Д-4, впрыски.

После вентиляции топки в течении 10 минут отключить дутьевые вентиляторы. Если требуется быстро расхолодить топку для производства ремонтных работ, после погашения котла, дымососы оставить в работе на первой скорости.

При температуре уходящих газов 800С остановить РВП.

3. Блок находится в резерве- генератор отключен от сети. Основные двигатели с.н. блока находятся в отключённом положении (ждущий режим). Котёл подготовлен к растопке.

4. Блок находится в ремонте- на всех механизмах проводятся ремонтные работы.

1.3 Анализ схемы собственных нужд и планы возможного совершенствования главной схемы и собственных нужд ЩГРЭС

Собственные нужды ЩГРЭС разделяются на две части блочные и не блочные.

При рассмотрении технологических схем КЭС отмечено, что производство тепловой и электрической энергии полностью механизировано. Большое количество механизмов обеспечивает работу основных агрегатов электростанции -- питательных насосов, дутьевых вентиляторов, дымососов, конденсатных насосов, дробилок, мельниц, циркуляционных насосов и др.

Для привода большинства рабочих механизмов используют трехфазные асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором. Для механизмов, требующих регулирования частоты вращения, применяют электродвигатели постоянного тока.

Нормальная работа электростанции возможна только при надежной работе всех механизмов с.н., что возможно лишь при их надежном электроснабжении. Потребители с.н. относятся к потребителям I категории.

Основными напряжениями, применяемыми в настоящее время в системе с.н., являются 6 кВ (для электродвигателей мощностью более 200 кВт) и 0,38/0,23 кВ для остальных электродвигателей и освещения. Электроснабжение выполняются по радиальной схеме, на каждое КРУ подключается основное и резервное питание.

Генераторы электростанции соединены в энергоблоки, то питание с. н. осуществляется отпайкой от энергоблока.

С увеличением мощности энергоблоков растет потребление на собственные нужды, следовательно, увеличивается и мощность трансформатора с.н. Чем больше мощность, тем больше токи КЗ в системе с.н., тем тяжелее установленное оборудование. Для ограничения токов КЗ применяют трансформаторы с расщепленными обмотками 6 кВ.

Кроме рабочих источников с.н., должны предусматриваться резервные источники питания. Такими источниками могут быть трансформаторы, присоединенные к шинам повышенного напряжения, имеющим связь с энергосистемой. Даже при отключении всех генераторов электростанции питание с. н. будет осуществляться от энергосистемы. На тот редкий случай, когда авария на электростанции совпадает с аварией в энергосистеме и напряжение с. н. не может быть подано от резервного трансформатора, для наиболее ответственных потребителей, которые обеспечивают сохранность оборудования в работоспособном состоянии (масляные насосы смазки, уплотнений вала, валоповоротные устройства и др.), предусматриваются аккумуляторные батареи.

1. Блочная часть собственных нужд относятся КРУ-16, КРУ-17 6кВ и секции-16, сексии-17 0,4кВ. (рис.1.5)

Основными источниками питания на КРУ являются электродвигатели основных механизмов, которые не должны останавливаться при отключении блока от сети (ДС- для вентиляции топки котла во избежание взрывоопасных смесей и т.д.). Рабочее питание КРУ это трансформаторы Т-661, Т-662, данные трансформаторы подключены к шинопроводу генератора жестко. Блочные КРУ имеют резервное питание от трансформатора Т-120Б, который подключен по обмоткой ВН на 110кВ (подстанция 110кВ). При работе генератора ТГ-11, ТГ-12 Собственные нужды питаются от трансформаторов Т-661, Т-662. Если блоки 1, 2 отключены или находятся в состоянии растопки питания собственных нужд осуществляются от резервного трансформатора Т-120Б, после синхронизации блока с энергосистемой и набора нагрузки собственные нужды переводятся на рабочее питание. Трансформатор Т-120Б обмотки низкого напряжения объедены, для увеличения пропускаемой нагрузки при пуске ПЭН. Это связано с тем что при работе одного бока №1 от резервного трансформатора, на втором блоке секцию КРУ 17А переводят на питание от резервного трансформатора (для первого и второго блока он один Т-120Б) происходит увеличение нагрузки. Если трансформатор Т-120Б будет работать с расщеплением обмоток по секциям, то его мощности недостаточно чтобы запитать 2 секцию, а при пуске ПЭН на одной секции произойдет резкое падение напряжения на секциях что приведет к срабатыванию минимальной защиты КРУ, и отключению всех двигателей КРУ.

Секции 0,4кВ также оснащены рабочим и независимым резервным питанием. Рабочее питание секций осуществляется от трансформаторов К-16, К-17 .

2. Собственные нужды не блочная часть ЩГРЭС могут питаться как от трансформатора основного питания Т-659, Т-658 так и от резервного трансформатора Т-120А рис. 6. Трансформатор 658, 659 питается от трансформаторной группы 8, 9 по стороне 13,8 кВ.

От трансформатора 659 отходит кабель на кабельную сборку рабочего питания, а с нее запутываются все остальные не блочные КРУ (10, 11, 12, 13, 14, 15, 20, 21) Из всех КРУ основная нагрузка находится на КРУ-14, КРУ-15, на них располагаются электродвигатели участвующие в технологическом процессе Котлов 14, 15. Котлы 14, 15 нужны для производства пара для фабрики SCA и отопления города Советска.

Город Советск отапливается от ЩГРЭС, для этих целей на станции используются Сетевые насосы города установленные на КРУ-1,2. Данное КРУ используются для оборудования бойлерной (отопление ЩГРЭС и города Советска). КРУ-1 запинывается от КРУ-11, КРУ-2 запинывается от КРУ-10 по кабельным линиям. Между КРУ-1 и КРУ-2 установлен между секционный масленый выключатель, для обеспечения резервирования.

На всех оставшихся КРУ нагрузки не значительны. В планы по реконструкции собственных нужд не блочной части входят вопросы переноса оставшегося рабочего оборудования в КРУ 11, 10. И замене на оставшихся КРУ масленых выключателей на вакуумные. Масленые выключатель, были установлены еще 60 годы (на данный момент не возможно найти деталей для ремонта, имеют большую выработку механизмов приводов).

Главная схема электрических соединений электростанции (подстанции) -- это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части электростанции (подстанции), так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и т.д.

Рис. 1.5. Схема питания собственных нужд блока 1

В условиях эксплуатации наряду с принципиальной, главной схемой, применяются упрощенные оперативные схемы, в которых указывается только основное оборудование. Дежурный персонал каждой смены заполняет оперативную схему и вносит в нее необходимые изменения в части положения выключателей и разъединителей, происходящие во время дежурства.

Главная схема ЩГРЭС состоит из подстанций 220кВ, 110кВ соединённых между собой трансформаторными группами 8, 9 (рис. 1.6). Схема подстанция 220кВ собрана по американской схеме две системы шин и на одно присоединение приходится два выключателя. Достоинство данной схемы пред остальными заключается в том, что при ремонте одной системы шин все присоединения остаются в работе. Данная схема дороже, чем о стальные схемы. Главной целью модернизации подстанции 220кВ является замена масляных выключателей на элегазовые. Системы шин выполнена медными проводом, на систему шин в прошлом работали 10 генераторов с общей мощностью 600МВт. Замена проводов на системе шин не целесообразна.

Рис. 1.6. Главная схема Щекинской ГРЭС

Подстанция 110кВ состоит из 2-х систем шин, с обходной системой шин. На каждое присоединение приходится один выключатель, в случае ремонтов выключателя линия работает от обходной системы шин. Это схема дешевле, чем на подстанции 220кВ, но не так надежна. На обходной системе шин установлен один выключатель, который заменяет рабочий выключатель линии при работе линии от обходной системы шин. Основным этапом реконструкции подстанции необходимость замены воздушных выключателей на элегазовые.

Как было показано, схемы выдачи электроэнергии КЭС характерны блочным соединением генераторов с трансформаторами. Рассмотрим схему реконструкции более подробно схемы энергоблоков генератор -- трансформатор (рис. 1.7).

В блоках между генератором и двухобмоточным трансформатором, как правило, должен устанавливаться генераторный выключатель (допускается применять выключатель нагрузки) [3]. Наличие генераторного выключателя упрощает операции по включению и отключению блока, а также уменьшает количество оперативных переключений в РУ 110--750 кВ, что особенно важно в схемах с 3/2 или 4/3 выключателя на цепь. Такие схемы (см. рис. 1.12) применяют для энергоблоков, которые участвуют в регулировании графика нагрузки энергосистемы.

Рис. 1.7. Схема энергоблока генератор трансформатор

Следует отметить, что наличие генераторных выключате резервного трансформатора с. н. В этом случае при отключенном выключателе генератора питание на шины с. н. подается через блочный трансформатор и рабочий трансформатор с. н. После всех операций по пуску генератор синхронизируется и включается выключателем Q2.

Вместо громоздких и дорогих воздушных выключателей на генераторном напряжении могут устанавливаться выключатели нагрузки. В этом случае повреждение в любом энергоблоке приводит к отключению выключателя QL

На современных ТЭС отпайка к трансформатору с. н. выполняется комплектным токопроводом с разделенными фазами, которые обеспечивают высокую надежность работы, практически исключая междуфазные КЗ в этих соединениях, поэтому никакой коммутационной аппаратуры на ответвлении к трансформатору с.н. не предусматривается. Если ответвление к ТСН от блока GT выполнено открытой ошиновкой или кабелями, то устанавливается выключатель, рассчитанный на КЗ на открытой ошиновке.

1.4 Расчет на ЭВМ режима работы станции в различных режимах

Установившиеся режимы электрических сетей - это режимы при практически неизменных параметрах (напряжение, нагрузки, частота) или очень медленных их изменениях. Расчет производится для оценки уровней напряжения в узлах и элементах сети и разработки мероприятий, обеспечивающих поддержание уровней напряжения в допустимых пределах.

В данном дипломном проекте производится расчет режимов нормальных, ремонтных и т.д. Расчет производится с помощью программного комплекса «ЭНЕРГИЯ» на ЭВМ. Результаты расчета режимов приведены на в приложении П.2.

В установившиеся режиме максимальных нагрузок электрических сетей собственных нужд: Блок 1-загрузка рабочего и резервного трансформатора при работе механизмов участвующих в технологическом процессе блока 1 равна 0,759. Загрузка находится в пределах нормы и допускается. Нагрузка на трансформаторы 6/0,4кВ 0,8-0,856 данная загрузка меняется. Блок 11 - на трансформатор Т-661 подключена большая нагрузка, перегружающая его. Коэффициент загрузки 1,11. Для разгрузки трансформатора необходимо перенести часть двигателей на не блочные КРУ. Самый мощный двигатели на блоке ПЭНы 4МВт. Рекомендуется для нормальной работы трансформатора включать ПЭНы на разных секциях. Трансформатор освещения 0-24 перенести в КРУ-21. Напряжение на шинах КРУ 6,05кВ ОПН -5 положении. Остальные загрузки трансформаторов ЩГРЭС показаны в табл. 1.1.

Таблица 1.1. Результаты расчеты нагрузок в программе «Энергия»

Режим работы	Загрузка трансформатора	№ РПН	Напряжение на шинах НН кВ
Максимальная нагрузка	Т-1 Т-601 Т-658 Т-659 Тр-ная гр. 8 Тр-ная гр. 9 Т-11 Т-661 Т-12 Т-662 К-33 К-34 К-16 К-17	0,765 0,805 0,806 0,758 0,773 0,481 0,861 1,1 0,828 0,86 0,808 0,856 0,758 0,773	0 -4 -2 -1 0 0 0 -5 0 -1 -2 -2 0 0	15,1 6,15 6,16 6,06 6,16 14,3 14,9 6,09 15,8 6,12 0,391 0,394 0,782 0,79
Блоки нагружены на 50%	Т-1 Т-601 Т-658 Т-659 Тр-ная гр. 8 Тр-ная гр. 9 Т-11 Т-661 Т-12 Т-662 К-33 К-34 К-16 К-17	0,375 0,72 0,705 0,954 0,302 0,481 0,385 0,871 0,411 0,613 0,754 0,690 0,758 0,773	0 -4 0 1 0 0 0 -7 0 -4 -2 -2 0 0	15,1 6,15 6,16 6,16 13,9 14,3 14,1 6,06 14,9 6,18 0,39 0,398 0,782 0,799

Для работы блоков на 50% по технологическому процессу, часть двигателей отключается, а двух скоростные двигатели переходят на первую скорость. В следствии этого нагрузка на трансформаторах собственных нужд уменьшается.

1.5 Анализ возможных вариантов развития и цели развития

Как уже говорилось выше все оборудование ЩГРЭС включено в работу 1975 году. Данное оборудование отработало свой срок службы и нуждается в замене. Цена на вырабатываемая электро энергия на данный момент ЩГРЭС выше чем на новых энергоблоках в (табл. 1.1) приведены «ТАРИФЫ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ) ПОСТАВЛЯЕМУЮ ОАО «КВАДРА» НА ОПТОВЫЙ РЫНОК ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ) на 2011г., установлены приказом ФСТ России от 30.12.2010 № 498-э/3 ООО Квадра». Из (табл. 1.2) следует отметить что ЩГРЭС не конкурентно способна на рынке электроэнергии.

ЩГРЭС находится в центральной части Тульской области, и имеет связи с самыми мощными потребителями электроэнергии, что дает ей перспективу для развития перед остальными станциями «ООО Квадра».

Перспективное направление развития энергетики связано с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) энергетическими установками тепловых электростанций. Эти установки имеют особые конструкции основного и вспомогательного оборудования, режимы работы и управления.

Многочисленные публикации посвящены ГТУ [1] различного назначения, используемым в авиации, наземном и морском транспорте, на газоперекачивающих станциях. В последние годы значительно возрос интерес к энергетическим ГТУ и ПГУ, их особенностям и работе на электростанциях. Парогазовые установки на природном газе -- единственные энергетические установки, которые в конденсационном режиме работы отпускают электроэнергию с КПД нетто более 58 %.

В любой стране энергетика является базовой отраслью экономики. От ее состояния и уровня развития зависят соответствующие темпы роста других отраслей хозяйства, стабильность их работы и энерговооруженность. Энергетика создает предпосылки для применения новых технологий, обеспечивает наряду с другими факторами современный уровень жизни населения страны.

Важными факторами при оценке эффективности работы отдельных энергосистем служат себестоимость отпуска электроэнергии, удельные затраты на различные виды электрогенерирующего оборудования и сроки ввода различных объектов энергетики в эксплуатацию. Учет этих факторов осуществляется при расширении энергосистем и появлении новых генерирующих мощностей.

Таблица.1.1. ТАРИФЫ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ) ПОСТАВЛЯЕМУЮ ОАО «КВАДРА» НА ОПТОВЫЙ РЫНОК ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ) на 2011г., установлены приказом ФСТ России от 30.12.2010 № 498-э/3

СУБЪЕКТ ОРЭ	НАИМЕНОВАНИЕ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ	ТАРИФ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (РУБ./МВТ.Ч) (БЕЗ НДС)	ТАРИФНАЯ СТАВКА НА РАСПОЛАГАЕМУЮ МОЩНОСТЬ, (РУБ./МВТ) В МЕСЯЦ (БЕЗ НДС)
ОАО «Квадра»	Губкинская ТЭЦ ТЭЦ Луч Брянская ГРЭС Клинцовская ТЭЦ Воронежская ТЭЦ-1 Воронежская ТЭЦ-2 Липецкая ТЭЦ-2 Елецкая ТЭЦ (ПГУ-52) - новый ввод, ДПМ Тамбовская ТЭЦ Котовская ТЭЦ Калужская ТЭЦ	837,80 1 288,81 785,50 1 793,49 1 499,12 1 234,62 х 983,82 1 121,41 989,79 1 294,87 2 099,17	1 296 726,19 4 519 533,55 1 412 814,09 354 251,80 913 667,86 155 979,58 155 979,58 202 192,53 х 110 392,74 95 841,76 636 518,38
ОАО «Квадра»	Курская ТЭЦ-1 Курская ТЭЦ-4 Орловская ТЭЦ Ливенская ТЭЦ Дягилевская ТЭЦ Смоленская ТЭЦ-2 Дорогобужская ТЭЦ Щекинская ГРЭС Новомосковская ГРЭС Алексинская ТЭЦ Ефремовская ТЭЦ	1 024,92 1 364,92 864,57 1 533,94 921,26 846,10 1 146,40 1 127,34 1 348,69 1 519,66 1 174,92	84 327,63 259 604,99 71 579,58 68 569,53 132 056,71 114 777,73 130 021,01 126 024,34 137 563,83 139 849,88 221 464,63

Таблица 1.3. Удельные затраты на различные виды электрогенерирующего оборудования в мире (2000--2010 гг.) у.е./кВт

Технология, используемая для производства электроэнергии	Удельные капиталовложения
ГТУ, дизельные электростанции Комбинированный цикл (ПТУ) ТЭС Усовершенствованные ТЭС Котлы с циркулирующим кипящим слоем под давлением Циклы с газификацией топлива (угля) Волновые установки берегового типа Приливные электростанции ГЭС большой мощности ГЭС малой мощности Ветровые электростанции берегового типа.	325 535 1150--1470 1350--1600 1340--1370 1435--1450 4800 1840--3680 1840--2760 1150--3450 1200

Таблица 1.4.Сроки ввода объектов энергетики в эксплуатацию

Тип установок	Продолжительность строительства, год
Паросиловые ТЭС ПГУ АЭС Кооперационная установка	6-8 1-3 7--10 0,5--2

Из всего, что было сказано в разделе 1 можно отметить. Тульская область нуждается в дополнительных мощностях в связи с ростом потребителя мой электроэнергии. ЩГРЭС располагается экономически выгодно расположена перед остальными станциями. Для возращения конкурента способности станции необходимо установить новый энергоблок типа ГТУ, т.к. стоимость на электро энергию ниже чем на тепловых блоках, затраты на строительство ГТУ меньше чем на ПГУ в 40%, и имеет возможность дальнейшей модернизации. Сроки строительства меньше чем паросиловых установок почти в 2 раза.

Все это делает установка ГТУ экономически выгоднее перед остальными вариантами развития.

2. РАЗВИТИЕ СХЕМЫ ЩГРЭС ЗА СЧЕТ ПРИСОЕДИНЕНИЯ

2.1 Схема подключения ГТУ к действующей схеме ЩГРЭС

ГТУ монтируется в главном корпусе не блочной части ЩГРЭС. Трансформаторы Т-611, Т-1 устанавливаются у стены главного корпуса (в 1984 г. на этом месте находилась трансформаторная группа 6). В ГРУ 1находится шины генератора с выключателями. На подстанции 220кВ есть место для установки новых выключателей, после демонтажа старых МВ оставшихся после трансформаторной группы 10. Трансформатор Т-120В (резервное питание КРУ) Установленный на подстанции 110кВ около трансформаторной группы 8 (рис. 2.1.).

2.2 Определение расчётных электрических нагрузок на напряжение 0,4 кВ

Выбор типа и мощности трансформаторов 6/0,4 Кв

Расчетные нагрузки определяются по установленной мощности:

, (квар) (2.1)

, (кВА) (2.2)

Данные и результаты по расчету силовой нагрузки цехов представлены в табл. 2.1 и табл. П.1.1.

Таблица 2.1.Определение полной нагрузки блочного ТСН 6/0,4 кВ

Наименование присоединения	Рн, кВт	Iн, A	cosц	tan ц	Qн квар	Sн кВА
Секция 3
Насос газоохладителя (НГО-1А)	129,7	234,01	0,8	0,75	97,28	162,125
Сетевой электронасос (СЭН-1А)	84,8	153,00	0,8	0,75	63,60	106,000
Насос охлаждения лопаток турбины (НОЛТ-1А)	98,22	175,02	0,81	0,724	71,11	121,260
Насос рециркуляции газового подогревателя конденсата (НРГПК-1А)	54,73	99,99	0,79	0,776	42,47	69,276
Маслонасос системы смазки турбины (МЭН смазки Г-1А)	27,71	48,19	0,83	0,672	18,62	33,385
Циркуляционный насос высокого давления (ЦНВД-1А)	75,84	127,29	0,86	0,59	44,75	88,056
Циркуляционный насос низкого давления (ЦННД-1А)	44,93	83,14	0,78	0,802	36,03	57,595
Маслонасос системы уплотнения турбины (МЭН уплот. Г-1А)	54,7	93,99	0,84	0,646	35,34	65,121
Насос охлаждения стержней (НОС-1А)	21,5	38,31	0,81	0,724	15,57	26,543
Насос охлаждения стержней (НОС-1Г)	21,5	38,31	0,81	0,724	15,57	26,543
Насос пожара тушения №5	94,65	170,77	0,8	0,75	70,99	118,313
Маслонасос смазки и уплотнения питательных насосов (МЭН ПЭН-1А)	12,8	23,09	0,8	0,75	9,60	16,000
Валоповорот Г-1	27,6	48,00	0,83	0,672	18,55	33,253
Дренажный насос №5	39,7	71,63	0,8	0,75	29,78	49,625
Сумма:	788,38				569,24	972,405

Рис 2.1. Схема подключения ГТУ к действующей схеме ЩГРЭС

Для выбора ТСН 6/0,4 кВ используется методика, изложенная в [21]. Расчётная мощность таких трансформаторов определяется через переводные коэффициенты, которые учитывают неодновременность работы, реальную недогрузку электродвигателей, коэффициент мощности, коэффициент полезного действия. Поскольку состав электроприёмников неоднороден как по параметрам, так и по режиму работы, то все электроприёмники разбиваются на четыре группы, для каждой из которых принимается своё значение переводного коэффициента.

Расчётным режимом для выбора ТСН 6/0,4 кВ является режим максимальных нагрузок основных агрегатов станции.

Таким образом, расчётная нагрузка ТСН 6/0,4 кВ определяется по формуле:

Sрасч=0,7•Р1+0,35•Р2+0,15•Р3+0,85•Р4, (2.3)

где Р1 - суммарная мощность электродвигателей мощностью свыше 70 кВт,

Р2 - суммарная мощность электродвигателей мощностью менее 70 кВт,

Р3 - суммарная мощность электрических сборок, кВт,

Р4 - мощность осветительной нагрузки, кВт.

Таблица 2.2.Определение расчётной нагрузки блочного ТСН 6/0,4 кВ

Наименование ЭП	Расчётный коэффициент группы ЭП	Номинальная мощность одного ЭП, кВт	Суммарная мощность группы, кВт	Расчётная, полная мощность группы, кВ*А
НГО - 1А	0,7	130	590	413
СЭН - 1А		90
НОЛТ-1А		100
НОЛТ-1Б		100
Нас. Пожар. Туш. №5		95
ЦНВД-1А		75
МЭН смазки Г-1А	0,35	30	309	108,15
НРГПК-1А		55
ЦННД-1А		45
МЭН уплот. Г-1А		55
НОС 1А		21,5
НОС 1Г		21,5
Валоповорот Г-1		28
МЭН ПЭН 1А		13
Дренажный №5		40
Сборки	0,15	-	295,8	59,2
Суммарная расчётная полная мощность секции	580,35

На основании выше изложенного составляются таблицы нагрузок трансформаторов 6/0,4 кВ, и определяется их расчётная, полная мощность. В качестве примера показано определение расчётной нагрузки на секцию 3 (трансформатор К - 33). ). Данные по расчёту остальных нагрузок на трансформаторы 6/0,4 приведены в табл. П.1.3. Приложения 1.

Трансформаторы 6/0,4 кВ питают нагрузку только присоединённых к ним секций 0,4 кВ и не резервируют никакую другую нагрузку, поэтому номинальная их мощность выбирается по условию:

Sн.т ? Sнагр. (2.4.)

где Sн.т - номинальная мощность трансформатора;

Sнагр - суммарная расчётная полная мощность.

Параметры трансформаторов представлены в таблице 2.2. Поскольку в [4] отсутствуют данные по потерям реактивной мощности холостого хода, активному и реактивному сопротивлениям трансформаторов, которые потребуются в дальнейших расчётах для определения потерь в трансформаторах, найдём эти величины по выражениям:

(2.5.)

(2.6.)

(2.7.)

где Iх.х. - ток холостого хода в % от номинального;

ДРк. - потери короткого замыкания; кВт

Uк - напряжение короткого замыкания в % от номинального;

U - напряжение на высокой стороне трансформатора.

Таблица 2.3. Параметры ТСН 6/0,4 блока 1

Тип	Sн.т, кВ*А	Каталожные данные	Расчётные данные
		Uном.обмоток кВ	Uk,%	ДРк,кВт	ДРх,кВт	Iх,%	Rт,Ом	Хт,Ом	Qх,квар
		ВН	НН
ТСЗС-1000	1000	6,3	0,4	8	12	3	2	0,47628	3,1752	20
ТСЗС-1000	1000	6,3	0,4	8	12	3	2	0,47628	3,1752	20
ТСЗУ	1600	6	0,69	5,5	17	3,4	0,7	0,23906	1,2375	11,2
ТСЗУ	1600	6	0,69	5,5	17	3,4	0,7	0,23906	1,2375	11,2

Примечание: значения Rт и Хт приведены к высшему напряжению трансформатора.

В качестве независимого источника резервного питания используем трансформатор Т-30Г. Мощность данного трансформатора определяется по сумме нагрузок секций 3,4.

.

Так как на секциях 0,4 кВ по технологическому процессу не все двигатели включены (находятся в резерве на АВР), и не могут одновременно включится. Выбираем для установки трансформатор ТСЗС-1600/6, параметры трансформатора приводим в табл. 2.4 .

Таблица 2.4. Параметры резервного ТСН 6/0,4 блока 1

Тип	Sн.т, кВ*А	Каталожные данные	Расчётные данные
		Uном.обмоток кВ	Uk,%	ДРк,кВт	ДРх,кВт	Iх,%	Rт,Ом	Хт,Ом	Qх,квар
		ВН	НН
ТСЗС	1600	6	0,4	5,5	17	3,4	0,7	0,23906	1,2375	11,2

2.3 Определение расчётных нагрузок на напряжение 6 кВ. Выбор типа и мощности блочного трансформатора собственных нужд, питающего шины 6 кВ

На основании рекомендации [1] расчётная мощность ТСН, питающего шины 6 кВ, определяется по выражению:

(2.8.)

где Красч - расчётный переводной коэффициент;

- суммарная расчётная мощность электродвигателей, подключённых к шинам секций 6 кВ;

- суммарная номинальная мощность понижающих ТСН 6/0,4 кВ.

Расчётный переводной коэффициент определяется по формуле:

(2.9.)

где Кр - коэффициент разновремённости максимумов нагрузок двигателей;

Кн.ср, - средние значения коэффициента нагрузки, КПД и двигателей.

Для нагрузки 0,4 кВ [1] рекомендует переводной коэффициент 0,9.

Согласно указаниям [1], расчётная мощность каждого электродвигателя принимается равной расчётной мощности на валу механизма. Все электродвигатели (рабочие и резервные) принимаются присоединёнными к секциям. Расчётная мощность на валу механизма определяется:

для вентиляторов

(2.10.)

где Q - расход (производительность) рабочей машины, м3/ч;

Н - напор (давление), кгс/м3;

- КПД вентилятора;

- КПД передачи.

для насосов

(2.11.)

где G - производительность, кг/ч;

Н - полный напор, м вод.ст.

Определение расчётной мощности на валу механизма покажем на примере дымососа ДС - 1А.

Таблица 2.5. Технические характеристики дымососа

Наименование	Размерность	Величина
Производительность Полный напор КПД дымососа КПД передачи (муфта)	м3/час кг/м2 о.е. о.е.	775000 475 0,71 0,98

кВт

Согласно [1], установленная (номинальная) мощность электродвигателя дымососа определяется по формуле:

Рн=Кзап•Рр (2.12.)

где Кзап - коэффициент запаса двигателя (1,1ч1,3).

Таким образом, номинальная мощность электродвигателя дымососа составляет:

Рн=1,1•1421=1563,1 кВт

Для привода дымососа установлен двигатель ДАЗО-1914-10/12 А, Рн=1500 кВт, следовательно, определение расчётной мощности на валу дымососа проведено верно.

Примечание: данные по технической характеристике дымососа взяты из[2,6].

Расчёт нагрузок на шины 6 кВ представлен в табл. 2.6.

Таблица 2.6. Расчёт нагрузок на шины 6 кВ блока №1

Наименование присоединения	Тип двигателя, трансформатора	Рн, кВт	Рр, кВт	Кол-во	Суммарная мощность, кВт
					КРУ-3	КРУ-4
ДВ 1А,Б ПЭН 1А,Б,В ДК-1А,Б ДС 1А, Б ЦЭН 1А, Б КЭН 1А, Б, В Пусковой МЭН Золосмывной 1 А,Б Промывочный №4 СЭН города №5 Насос ПТЭЦ 4 СЭН города №6 Насос кислотной промывки 1	ДАЗО-1916-8/10 4АЗМ-2000/6000 2АЗМ-4000/6000 ДАЗО-1914-10/12 ДВДД-215/39-12/16 АВ-113-4 А-114-6 MQUe18 ДАМТ 137-4 А-114-4 А-13-59-6 А-114-4 АВ-113-4	625/1100 2000 4000 850/1500 500/1000 250 200 230 220 200 800 200 250	1027 1904 3544 1421 982 180 146 129 77 166 560 166 130	2 2 2 2 2 3 1 1 1 1 1 1 1	1027 3808 3544 1421 982 360 - 129 77 166 - - -	1027 1904 3544 1421 982 180 146 129 - - 560 166 130
К-33 К-34 ТСВ-1 ТПУ-1	ТСЗ 630/10 ТСЗ 630/10 ТСЗУ-1600/10 ТСЗУ-1600/10	- - - -	- - - -	1 1 1 1	- # - #	# - # -
Итого на блок по секциям	?Рр.д = 11514кВт	?Рр.д = 10189кВт
	?Sн.т =2230кВ*А	?Sн.т =2230кВ*А

Sр=0,9• (11514+2230+10189+2230) = 23546,7 кВ•А

Примечание: Знаком # в таблице обозначены секции 6 кВ (А или Б), от которых запитывается соответствующий трансформатор.

После проведения расчётов, представленных в (табл. П.1.2.), получены следующие результаты: Sр.т.= 23546,7 кВ*А

На основании данных [7.т.3.4.] в качестве рабочего трансформатора, питающего шины 6 кВ, выбран трансформатор ТРДН-32000/15, параметры которого приведены в (табл. 2.7).

Таблица 2.7. Параметры рабочего трансформатора ТРДН-32000/15

Тип	Sн.т. кВ*А	Каталожные данные	Расчётные данные
		Uном.обмоток, кВ	Uк,%	ДРк.з,кВт	ДРх.х,кВт	Iх.х,%	Rт,Ом	Хт,Ом	ДQх.х, квар
		ВН	НН
ТРДН-32000/15	32000	15,75	6,3-6,3	12,2	145	29	0,6	0,035	0,946	192

В качестве резервного питания на КРУ 3, 4 используется трансформатор Т-120Г. Так как нагрузка на секциях КРУ подчитана выше выбираем трансформатор [7.табл. 3.6] ТРДН-40000/110, параметры которого приведены в (табл. 2.8)

Таблица 2.8.Параметры рабочего трансформатора ТРДН-32000/110

Тип	Sн.т. кВ*А	Каталожные данные	Расчётные данные
		Uном.обмоток, кВ	Uк,%	ДРк.з,кВт	ДРх.х,кВт	Iх.х,%	Rт,Ом	Хт,Ом	ДQх.х, квар
		ВН	НН
ТРДН-32000/110	32000	121	6,3-6,3	10,5	170	34	0,55	1,556	38,433	220

2.4 Электрические расчёты в схеме собственных нужд блока

2.4.1 Разработка схемы питания электродвигателей механизмов, общестанционных трансформаторов электрических сборок собственных нужд блока

Для питания электродвигателей 6 кВ и 0,4 кВ применим электрические кабели, идущие от секций КРУ 6 кВ и 0,4 кВ в кабельных каналах, находящихся на отметке -1 метр. Каждый электродвигатель запитывается по отдельной кабельной линии от секций 6 или 0,4 кВ. В схемах питания сборок, согласно рекомендаций [5], избегают ступенчатого их питания от основных секций 0,4 кВ с тем, чтобы исключить затяжку времени отключения повреждения на отходящих от основных секций линиях и избежать затруднений, связанных с обеспечением селективного отключения, неизбежных при ступенчатом питании. Таким образом, сборки запитываются каждая по отдельной линии.

2.4.2 Выбор сечения кабелей на напряжение 6 кВ, питающих высоковольтные двигатели

Выбор сечений кабельных линий на напряжение 6 кВ производится по экономической плотности тока. Для этого необходимо определить расчётный ток, который будет протекать по линии. Выполним расчёты для кабелей, питающих электродвигатели 6 кВ.

Для радиальной схемы, где кабель питает один электроприёмник, расчётный ток определится по выражению:

, А (2.13)

где Рр - расчётная мощность электродвигателя, кВт;

Uн - номинальное напряжение, кВ.

Экономическое сечение кабеля находится из отношения:

, мм2 (2.14)

где jэ - экономическая плотность тока, А/мм2, которая зависит от материала проводника и числа часов использования максимума полной мощности в году, Тмп, определяемое по [6].

Для электростанций Тмп составляет более 5000 часов, поэтому для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией и алюминиевыми жилами принимаем jэ равным 1,2 А/мм2.

Экономическое сечение округляем до стандартного ближайшего значения, определяемого по [5], полученный при этом допустимый ток должен быть принят с поправками на коэффициент прокладки и коэффициент температуры, принимаемыми по [5].

I'доп = Iдоп.таб•Кt•Kп•Кпер (2.15)

где Iдоп.таб - табличное значение допустимого тока, А;

Кt - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды;

Кп - поправочный коэффициент на условия прокладки кабеля;

Кпер - коэффициент перегрузки.

Выбор сечения кабеля покажем на примере дымососа, результаты расчёта для других электроприёмников сведём в(табл. 2. 9)

Расчёт ведётся по выражениям (2.13), (2.14), (2.15). Находим расчётный ток кабельной линии:

151,6 А

Экономическое сечение кабельной линии:

126,34 мм2

По [6.т.1.3.18.] определяем стандартное сечение: Fст = 120мм2, Iдоп.таб =190 А.

По [6]: Кп - поправочный коэффициент на условия прокладки кабеля принимаем равным 0,75 для кабелей, проложенных открыто на лотках в кабельном туннеле;

Кt - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды принимаем равным единице;

Кпер - коэффициент перегрузки принимаем равным 1,35.

Допустимый ток кабеля с учётом коэффициентов Кп, Кt и Кпер определится

I'доп = 1,0*0,75*1,35*190 =192,38 А

Выбранное сечение кабеля необходимо проверить по условию работы в послеаварийном режиме: I'доп?Iп/а.

Находим ток в послеаварийном режиме, которым будет являться режим работы двигателя при номинальных параметрах:

=160,03 А

- условие выполнено.

Принимаем к установке кабель ААШв (3х150).

Для остальных кабелей расчёт ведётся аналогично.

Таблица 2.9. Расчёт сечений кабельных линий 6 кВ, питающих высоковольтные двигатели