Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

В данном дипломном проекте спроектирована угольная КЭС общей мощностью 900 МВт, на которой установлены три блока мощностью по 300 МВт. Место строительства станции выбрано в республике Коми, район Печорского угольного бассейна.

В дипломном проекте произведен выбор схемы электрических соединений, выбор схемы выдачи мощности, выбор схемы собственных нужд. В проекте также рассмотрены вопросы РЗ и А (выбор автоматики и защит блока 300 МВт и расчет одной из защит данного блока (продольная дифференциальная защита блока 300 МВт)), экономики, безопасности и экологичности.

Для выбора схемы выдачи мощности и схем электрических соединений РУ 220 кВ и РУ 110 кВ сравнивались дисконтированные затраты двух вариантов схем. Для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей был проведен расчет токов короткого замыкания в характерных точках.

В экономической части проекта оценены технико-экономические показатели КЭС, а так же проведен анализ рынка асинхронных двигателей собственных нужд.

В разделе безопасности и экологичности рассмотрен вопрос экологической безопасности при эксплуатации элегазовых выключателей. В индивидуальном задании была выполнена разработка схемы управления вводной подстанционной панели Щ20-Орб-06.

Введение

Электроэнергетика - базовая отрасль экономики России, обеспечивающая потребности экономики и населения страны в электрической и тепловой энергии, во многом определяющая устойчивое развитие всех отраслей экономики и промышленности страны. Эффективное использование потенциала электроэнергетической отрасли, установление приоритетов и параметров ее развития создадут необходимые предпосылки для роста экономики и повышения качества жизни населения страны. Процесс опережающего развития электроэнергетической отрасли является необходимым фактором успешного социально-экономического развития России. Основным целевым ориентиром развития генерирующих мощностей электроэнергетики на период до 2020 года является создание рациональной, обоснованной структуры мощностей в целях надежного обеспечения потребителей страны электрической и тепловой энергией.

Потребность во вводах генерирующих мощностей с учетом динамики выбытия устаревшего действующего оборудования в период до 2020 г. составляет около 50 ГВт генерирующей мощности. Суммарная мощность устаревшего оборудования на электростанциях России составляет 82,1 млн. кВт, или 39 процентов установленной мощности всех электростанций, в том числе на тепловых электростанциях - 57,4 млн. кВт, или 40 процентов их установленной мощности.

К 2020 году уже 57 процентов мощностей действующих тепловых электростанций отработают свой ресурс. К этому периоду с учетом работ по техническому перевооружению предполагается вывести из эксплуатации устаревшее оборудование на 51,7 млн. кВт установленной в настоящее время мощности.

В данном дипломном проекте приведено проектирование конденсационной электрической станции установленной мощностью 900 МВт. Местом строительства станции выбрана республика Коми.

1. Технико-экономическое обоснование строительства КЭС

Проектируемая в данном дипломном проекте КЭС мощностью 900 МВт, с тремя блоками по 300 МВТ, предполагается к сооружению в республике Коми. Топливо на станции - уголь. Республика расположена к западу от Уральских гор, на крайнем северо-востоке Европейской части Российской Федерации в пределах Печорской и Мезенско-Вычегодской низменностей, Среднего и Южного Тимана, западных склонов Уральских гор (Северный, Приполярный и Полярный Урал).

В районе сложилась относительно развитая и разветвленная транспортная сеть, состоящая из железных дорог, автомобильного и трубопроводного транспорта и речных путей, а также газопроводы.

В Республике Коми из 152 месторождений углеводородного сырья, числящегося на Государственном балансе, добыча нефти и газа ведется на 87 месторождениях, из которых 65 находятся в промышленной эксплуатации и 22 - в пробной или опытно-промышленной. Кроме этого, предприятиями Республики Коми ведется разработка 14 месторождений на территории Ненецкого автономного округа.

В районе сформировался крупный металлургический комплекс, деревообрабатывающая и химическая промышленность, машиностроение и металлообработка.

Энергосистема Республики Коми (Печорский энергоузел) избыточна по электрической мощности: резерв составляет около 40%. При этом Южный энергоузел республики является дефицитным. Около 80% нагрузки Южного энергоузла обеспечивает единственная ВЛ 220 кВ «Печорская ГРЭС-Ухта-Микунь».

Проектируемая станция КЭС-900 может обеспечить резерв мощности Южного энергоузла и снабдить избыточной мощностью прилегающие энергосистемы Архангельской и Кировской областей.

КЭС предполагается снабжать из Печорского бассейна разработок каменного угля. Источником водных ресурсов является река Сысола.

В области имеются линии электропередач:

- напряжение 220 кВ;

- напряжение 110 кВ;

2. Главная схема выдачи мощности

Схема выдачи мощности дает представление о главной схеме электрической станции, отражает распределение генераторов между распределительными устройствами (РУ) разных напряжений, автотрансформаторную связь между РУ, способ соединения генераторов с повышающими трансформаторами и точки подключения резервных трансформаторов собственных нужд.

2.1 Выбор мощности и типа генераторов

При выборе генераторов необходимо выполнение условия:

Р_{г. ном} ?Р_{т. мах},

Где Р_{г. ном} - номинальная мощность генератора, МВт;

Р_{т. мах} - максимальная мощность турбины, МВт.

Из [5, табл. 5.1, с. 197] по мощности выбираем два однотипных синхронных генератора типа ТВВ-320-2У3, и из [5, табл. 5.2, с. 198] один асинхронизированный генератор типа ТЗВА-320, согласно рекомендациям по повышению устойчивости системы [13]. Каталожные данные из справочника [5] приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1

Тип генератора	Рном, МВт	cos ц ном	Sном, МВ*А	Uном., кВ	Qг ном , кВар	N об/мин	Х''d о.е.	Iг ном, кА
ТВВ-320-2У3	320	0,85	375	20	195,51	3000	0,173	10,9
ТЗВА-320	320	0,85	375	20	195,51	3000	0,173	10,9

Описание выбранных турбогенераторов:

ТВВ-320-2ЕУ3- турбогенератор с водородно-водяным охлаждением обмоток; обмотка статора охлаждается непосредственно водой, сталь статора и обмотка ротора охлаждаются непосредственно водородом;

· 2 - два полюса;

· У - для работы в районах с умеренным климатом;

· Е - принадлежность к единой унифицированной серии;

· 3 - для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией.

ТЗВА-320 - турбогенератор асинхронизированный с непосредственным водяным охлаждением обмоток и стали статора.

2.2 Разработка схем выдачи мощности КЭС

В соответствии с заданием на проектируемой электростанции предполагается два повышенных напряжения. На станции предусматривается установка трех генераторов типа ТВВ-320-2У3. Поскольку нагрузка на генераторном напряжении отсутствует, то в основу построения схем положен блочный принцип.

Из множества возможных схем для разработки и сравнения выбираем два варианта

1. Два блока по 300 МВт работают на ОРУ-220 кВ, один блок 300 МВт на ОРУ-110 кВ.

2. Три блока по 300 МВт работают на ОРУ-220 и ОРУ-110 кВ.

Выбор производится по условию минимальных перетоков мощности через автотрансформаторы связи (АТС) между распределительными устройствами высшего и среднего напряжений (РУ ВН, РУ СН) в различных режимах, а также исходя из соображений надёжности и экономической целесообразности. В схемах применён блочный принцип построения ТЭС с АТС между РУВН и РУСН. В цепях всех блоков установлены генераторные выключатели [7]. Гарантированная выдача мощности производится с шин РУСН-220 кВ. По условиям надёжности работы предусматривается установка двух АТС между РУ. На КЭС блочного типа с генераторными выключателями устанавливается один РТСН на каждые четыре машины[3].

В рассматриваемых схемах РТСН присоединен к обмотке НН АТС.

Упрощённо схемы выдачи мощности представлены на рис.2.1 и рис.2.2.

Рис. 2.1. Первый вариант схемы выдачи мощности

Данная схема сравнительно дорогая, т.к. из-за большей величины перетока мощности требуется установка автотрансформаторов большей мощности.

Рис. 2.2. Второй вариант схемы выдачи мощности

В данной схеме по сравнению с предыдущей сравнительно невелики перетоки мощности через АТ в нормальном режиме, и следовательно, установка АТ большей мощности не требуется.



Рис. 2.3. Третий вариант схемы выдачи мощности

Рис. 2.4. Четвертый вариант схемы выдачи мощности

В данных схемах (рис.2.3 и рис.2.4 )из-за малой величины мощности, выдаваемой с ОРУ-110 кВ, будет наибольшая величина перетока мощности через АТ, что потребует установки автотрансформаторов связи большей мощности- это приведет к значительному удорожанию схем.

2.3 Выбор основного силового оборудования

2.3.1 Выбор трансформаторов собственных нужд

Для пылеугольной КЭС характерно потребление мощности на собственные нужды (СН) в диапазоне 6-8% [1, табл. 1.17, с. 20]. Примем процент использования мощности на СН равным 7%.

[МВт].

Коэффициент спроса примем [1, табл. 1.17, с. 20].



[МВА].

По [1, табл. 3.4, с. 124-137 и 156-161] выбираем трансформаторы собственных нужд.

Таблица 2.2. Параметры ТСН и РТСН

Обозначение

Тип

Sном

Напряжение обмотки

Потери

uк

Iх

Габариты

Масса

Цена

ВН

НН

Pх

Pк

Д

Ш

В

кВА

кВ

кВ

кВт

кВт

%

%

м

м

м

т

т.р.

TAUX 1-3

ТРДНС-32000/35

32000

36.75

6.3-6.3

29

145

ВН-НН

12.7

0.65

6.6

4.3

5.35

61

69.6

НН1-НН2

40

Для 2-го варианта схемы выдачи мощности ТСН выбираем те же.

2.3.2 Выбор блочных трансформаторов (БТ)

Определяем мощность, проходящую через трансформатор каждого из блоков.

По найденной мощности по [1, табл. 3.8, с. 156-161] выбираем БТ на 220 и 110 кВ.

Таблица 2.3. Параметры БТ

Обозначение	Тип	Sном	Напряжение обмотки	Потери	uк	Iх	Габариты	Масса	Цена
			ВН	НН	Pх	Pк			Д	Ш	В
		МВА	кВ	кВ	кВт	кВт	%	%	м	м	м	т	т.р.
Т-1,2-220	ТДЦ-400000 /220-73У1	400	242	20	330	880	11	0.4	12.55	4.47	7.72	365	389
Т-3-110	ТДЦ-400000 /110-73У1	400	121	20	320	900	10.5	0.45	15.55	6.8	7.2	324	373

Для 2-го варианта схемы выдачи мощности:

Т1, Т2, Т3 - ТДЦ-400000/220 .

2.3.3 Выбор автотрансформаторов связи

Для определения требуемой мощности автотрансформаторов связи (АТ), определим перетоки мощности через них в характерных режимах работы.

Первый вариант:

Определим расчётную мощность АТ в максимальном режиме:

Определим расчётную мощность АТ в минимальном режиме:



В ремонтном режиме переток мощности по величине будет равен гарантированно выдаваемой мощности с РУСН:

[МВА].

Выбираем автотрансформатор исходя из минимального режима выдачи мощности с шин РУСН, т. к. в данном режиме получаем наибольший переток мощности.

Трансформатор выбираем с учётом коэффициента перегрузки k_п = 1.3,

так как S_ATном>100 [MBA] [13, табл. 5, с.11].

[МВА].

По [1, табл. 3.8, с. 156-161] выбираем автотрансформаторы связи.

Таблица 2.4. Параметры АТ связи

Напряжение обмотки

Потери ВН-СН

uк

Iх

Габариты

Масса

Цена

ВН

СН

НН

Pх

Pк

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

Д

Ш

В

МВА

кВ

кВ

кВ

кВт

кВт

%

%

%

%

м

м

м

т

т.р.

АТ-1,2

230

121

11

105

430

11

32

20

0.45

12

5.3

7.8

215

270

АТДЦТН-200000 /220/110

Для 2-го варианта схемы:

Расчетная мощность АТ в максимальном, минимальном и ремонтном режимах будут соответствовать гарантированно выдаваемой мощности с шин РУСН.

[МВА];

[МВА].

Трансформатор выбираем по большей величине перетока мощности с учётом коэффициента перегрузки k_п = 1.3, так как S_ATном>100 [MBA] [13, табл. 5, с.11].

[МВА].

По [1, табл. 3.8, с. 156-161] выбираем автотрансформаторы связи.

Таблица 2.5. Параметры АТ связи

Напряжение обмотки

Потери ВН-СН

uк

Iх

Габариты

Масса

Цена

ВН

СН

НН

Pх

Pк

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

Д

Ш

В

МВА

кВ

кВ

кВ

кВт

кВт

%

%

%

%

м

м

м

т

т.р.

АТ-1,2

230

121

11

65

315

11

45

28

0.4

11

5.15

7.1

160

195

АТДЦТН-125000/220/110

2.3.4 Выбор резервного трансформатора собственных нужд

Согласно рекомендациям НТП, выбираем один (количество блоков меньше четырёх) резервный трансформатор собственных нужд мощностью равной мощности рабочих трансформаторов собственных нужд (имеются выключатели в цепях генераторов, следовательно, не требуется установка пускорезервного трансформатора собственных нужд).

По [1, табл. 3.4, с. 124-137 и 156-161] резервный трансформатор собственных нужд.

Таблица 2.6. Параметры ТСН и РТСН

Обозначение

Тип

Sном

Напряжение обмотки

Потери

uк

Iх

Габариты

Масса

Цена

ВН

НН

Pх

Pк

Д

Ш

В

кВА

кВ

кВ

кВт

кВт

%

%

м

м

м

т

т.р.

TRAUX

ТРДНС-32000/35

32000

36.75

6.3-6.3

29

145

ВН-НН

12.7

0.65

6.6

4.3

5.35

61

69.6

НН1-НН2

40

РТСН присоединен к низшей обмотке автотрансформатора связи.

2.4 Предварительный выбор выключателей

Предварительный выбор выключателей производим по условиям

; .

Выбор производим для обеих схем.

2.4.1 Выбор генераторных выключателей

Максимальный рабочий ток в цепи генератора

[кА].

По [1, табл. 5.1, с. 228-237] выбираем генераторный выключатель.

Максимальный рабочий ток в цепи генератора

[кА].

По [1, табл. 5.1, с. 228-237] выбираем генераторный выключатель.

Таб. 2.7 Параметры генераторных выключателей

!Синтаксическая ошибка, F	Напряжение	Номинальный ток	Номинальный ток отключения	Нормированное содержание апериодической составляющей	Предельный сквозной ток	Номинальный ток включения	!Синтаксическая ошибка, F
	номинальное	наибольшее рабочее				Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей	Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей
	кВ	кВ	кА	кА	%	кА	кА	кА	кА	кА / с
QG-1,2,3	20	24	11.2	90	20	320	125	150/75	60/30	105/4
ВГМ-20-90/11200У3

Продолжение табл. 2.7

Тип привода	Полное время отключения	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная безтоковая пауза при АПВ	Габариты	Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
ПС-31	0.2	0.15	0.7	0.5	3140	2030	1296	310	7.35

2.4.2 Выбор выключателей для коммутации цепей собственных нужд

Максимальный рабочий ток в цепи за трансформатором СН

[кА].

По [1, табл. 5.1, с. 228-237] выбираем выключатели внутренней установки для коммутации цепей СН.

Ввиду однотипности трансформаторов собственных нужд и резервного трансформатора собственных нужд, аналогичного типа выключатели выбираем и для цепей за резервным трансформатором собственных нужд, т. е. ВЭ-6-40/1600У3.

Таблица 2.8. Параметры выключателей в цепях СН

!Синтаксическая ошибка, F	Номинальное напряжение	Наибольшее рабочее напряжение	Номинальный ток	Номинальный ток отключения	Нормированное содержание апериодической составляющей	Предельный сквозной ток	Номинальный ток включения	!Синтаксическая ошибка, F
						Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей	Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей
	кВ	кВ	кА	кА	%	кА	кА	кА	кА	кА / с
Q-101-108	6.6	7.2	1.6	40	20	128	40	128	40	40/4
ВЭ-6-40/1600У3

Продолжение табл. 2.8

Тип привода	Полное время отключения	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная безтоковая пауза при АПВ	Габариты	Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
Пруж.	0.075	0.06	0.075	0.5	1605	1005	630	574	3.96

2.4.3 Выбор выключателя перед РТСН (за обмоткой НН АТ)

Максимальный рабочий ток в цепи резервной магистрали перед РТСН за обмоткой НН АТ:

[кА].

По [1, табл. 5.1, с. 228-237] выбираем выключатель перед РТСН.

Таблица 2.9. Параметры выключателей в цепях СН

!Синтаксическая ошибка, F	Номинальное напряжение	Наибольшее рабочее напряжение	Номинальный ток	Номинальный ток отключения	Нормированное содержание апериодической составляющей	Предельный сквозной ток	Номинальный ток включения	!Синтаксическая ошибка, F
						Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей	Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей
	кВ	кВ	кА	кА	%	кА	кА	кА	кА	кА / с
Q-100	20	24	6.3	90	20	300	105	150/75	60/30	105/4
МГУ-20-90-6300У3

Продолжение табл. 2.9

Тип привода	Полное время отключения	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная безтоковая пауза при АПВ	Габариты	Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
ПС-31	0.2	0.15	0.8	0.5	3100	2030	1410	2950	4.51

2.4.4 Выбор блочных выключателей на стороне ВН (220 кВ):

Максимальный рабочий ток в цепи ВН за трансформатором Т-220:

[кА].

По [1, табл. 5.2, с. 238-251] выбираем блочный выключатель на стороне ВН.

Таблица 2.10 Параметры блочных выключателей на стороне ВН

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальный ток

Номинальный ток отключения

Нормированное содержание апериодической составляющей

Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения

Предельный сквозной ток

Номинальный ток включения

!Синтаксическая ошибка, F

Наибольший пик

Начальное действующее значение периодической составляющей

Наибольший пик

Начальное действующее значение периодической составляющей

кВ

кВ

кА

кА

%

кВ/мкс

кА

кА

кА

кА

кА / с

ВЭК-220-40/2000У1

220

252

2

40

…

…

102

40

100

40

50/3

Q1-15, QA,Q0

Продолжение табл. 2.10

Тип привода	Время отключения (с приводом)	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная безтоковая пауза при АПВ	Габариты	Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
Пружинный	0.065	0.04	0.08	0.3	…	…	…	…	16.5

2.4.5 Выбор блочных выключателей на стороне СН (110 кВ)

Максимальный рабочий ток в цепи РУСН за трансформатором Т-110:

[кА].

По [1, табл. 5.2, с. 238-251] выбираем блочный выключатель на стороне РУСН.

Таблица 2.11 Параметры блочных выключателей на стороне РУСН

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальный ток

Номинальный ток отключения

Нормированное содержание апериодической составляющей

Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения

Предельный сквозной ток

Номинальный ток включения

!Синтаксическая ошибка, F

Наибольший пик

Начальное действующее значение периодической составляющей

Наибольший пик

Начальное действующее значение периодической составляющей

кВ

кВ

кА

кА

%

кВ/мкс

кА

кА

кА

кА

кА / с

ВЭК-110-40/2000У1

110

126

2

40

…

…

102

40

102

40

40/2

Q24-30, QA,Q0

Продолжение табл. 2.11

Тип привода	Время отключения (с приводом)	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная безтоковая пауза при АПВ	Габариты	Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
Пружинный	0.065	0.04	0.08	0.3	…	…	…	…	16.5

2.4.6 Выбор выключателей для АТ на стороне ВН (220 кВ):

Первый вариант:

Максимальный рабочий ток в цепи ВН за АТ со стороны ВН:

[кА].

Поскольку реальное токораспределение в ОРУ на данной стадии проектирования не известно, однако известно, что данные выключатели войдут в состав одного ОРУ, выберем выключатели аналогичные т. н. блочным выключателям. Тем более, ввиду принадлежности данных выключателей одной электростанции, рекомендуется использование однотипного оборудования.

По [1, табл. 5.2, с. 238-251] выбираем выключатель для АТ на стороне ВН.

Таблица 2.12 Параметры выключателей для АТ на стороне ВН

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальный ток

Номинальный ток отключения

Нормированное содержание апериодической составляющей

Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения

Предельный сквозной ток

Номинальный ток включения

!Синтаксическая ошибка, F

Наибольший пик

Начальное действующее значение периодической составляющей

Наибольший пик

Начальное действующее значение периодической составляющей

кВ

кВ

кА

кА

%

кВ/мкс

кА

кА

кА

кА

кА / с

ВЭК-220-40/2000У1

220

252

2

40

…

…

102

40

100

40

50/3

Q1-15, QA,Q0

Продолжение табл. 2.12

Тип привода	Время отключения (с приводом)	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная безтоковая пауза при АПВ	Габариты	Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
Пружинный	0.065	0.04	0.08	0.3	…	…	…	…	16.5

Второй вариант:

[кА].

Выбираем выключатель, аналогичный первому варианту - ВЭК-220-40/2000У1.

2.4.7 Выбор выключателей для АТ на стороне СрН (110 кВ)

Первый вариант:

Максимальный рабочий ток в цепи СрН за АТ со стороны СрН:

[кА].

По [1, табл. 5.2, с. 238-251] выбираем блочный выключатель на стороне СрН.

Таблица 2.13 Параметры выключателей для АТ на стороне РУСН

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальный ток

Номинальный ток отключения

Нормированное содержание апериодической составляющей

Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения

Предельный сквозной ток

Номинальный ток включения

!Синтаксическая ошибка, F

Наибольший пик

Начальное действующее значение периодической составляющей

Наибольший пик

Начальное действующее значение периодической составляющей

кВ

кВ

кА

кА

%

кВ/мкс

кА

кА

кА

кА

кА / с

ВЭК-110-40/2000У1

220

252

2

40

…

…

102

40

100

40

50/3

Q24-30, QA,Q0

Продолжение табл. 2.13

Тип привода	Время отключения (с приводом)	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная безтоковая пауза при АПВ	Габариты	Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
Пружинный	0.065	0.04	0.08	0.3	…	…	…	…	16.5

Второй вариант:

Выбираем выключатель, аналогичный первому варианту - ВЭК-110-40/2000У1.

2.5 Расчет дисконтированных затрат схем выдачи мощности

1. Определяем суммарные капиталовложения

2. Определяем издержки на ремонт/обслуживание оборудования

3. Определяем издержки на потери в трансформаторах

4. Определяем ущерб от недоотпуска электроэнергии

5. Определяем экономическую эффективность методом совокупных дисконтированных затрат

Срок действия инвестиций принимаем 5 лет.

Коэффициент пересчета балансовой стоимости основных фондов принимаем - 60.

Определение приведённых затрат производится по следующему выражению



где E_н - нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12 для расчетов в электроэнергетике; К - капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.; И - годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб/год; У - ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб/год.

2.5.1 Расчет дисконтированных затрат для 1-го варианта схемы

2.5.1.1 Определение капитальных затрат

Таблица 2.14. Стоимость и количество электрооборудования для первого варианта схемы выдачи мощности

Вид оборудования	Тип оборудования	Кол-во	Цена за 1 шт.,
			тыс. руб.
Блочные трансформаторы на 220 кВ	ТДЦ-400000/220	2	389
Блочные трансформаторы на 110 кВ	ТДЦ-400000/110	1	373
Автотрансформаторы	АТДЦТН-200000/220/110	2	270
Трансформаторы собственных нужд	ТРДНС-32000/35	3	69.6
Резервный трансформатор собственных нужд	ТРДНС-32000/35	1	69.6
Блочные выключатели на 220 кВ	ВЭК-220-40/2000У1	2	16.5
Блочные выключатели на 110 кВ	ВЭК-110-40/2000У1	1	16.5
Выключатели в цепи АТ на 220 кВ	ВЭК-220-40/2000У1	2	16.5
Выключатели в цепи АТ на 110 кВ	ВЭК-110-40/2000У1	2	16.5
Выключатели в цепи ТСН и РТСН на стороне НН	ВЭ-6-40/1600У3	8	3.96
Выключатель у РТСН со стороны ВН	МГУ-20-90-6300У3	1	4.51
Генераторные выключатели	ВГМ-20-90/11200У3	3	7.35

Таким образом, капитальные затраты составляют:

2.5.1.2 Определение издержек

Издержки на ремонт и эксплуатацию:

Определим годовые потери электроэнергии W_пот [2, с. 81].

По [2, рис. 4.1, с. 79-81] определим коэффициент = 1.2 при T_max = (6300ч6400) ч.

По [2, рис. 4.2, с. 79-81] = 4300 при T_max = 6400 ч (ВН); = 4200 при T_max = 6300 ч (СН).

По [1, табл. 8.17, с. 498] определим плановое время ремонта энергоблока:

ч,

Из-за отсутствия подробных характеристик потребителей, проведем расчет потерь энергии приближенно через время максимальных потерь :



[МВтч].

По [1, табл. 8.8, с. 488] определим плановое время ремонта автотрансформатора Tр = 30 ч.

[МВтч].

.

Суммарные издержки для первого варианта схемы определятся следующим образом:

2.5.1.3 Определение ущерба

Ущерб от недоотпуска электроэнергии

; ;

.

В данном случае имеем P_{рез сист} = 400 МВт, что больше мощности любого из генераторов на данной ГРЭС, следовательно, при погашении одного из блоков дефицита активной мощности не возникнет.

Таким образом, ни ущерба от отключения потребителей (У_откл), ни частотного ущерба (У_част), ни ущерба от действия автоматики частотного регулирования (У_АЧР) не будет.

Определим системный ущерб от погашения одного из блоков на данной КЭС (см. рис. 2, табл. 14).

Рис. 2.5 Схема электрических (силовых) соединений для определения ущерба от недоотпуска электроэнергии

По [1, табл. 8.8 и 8.9, с. 488-489] определяем параметры потока отказов и время восстановления основного силового электрооборудования проектируемой станции.

Таблица 2.15. Параметры потока отказов и времени восстановления для выбранного электрооборудования

Отказавший элемент	Тип	Поток отказов, 1/год	Время восстановления, ч
Q-1,2,3	ВГМ-20-90/11200У3	0.01	26
Q-4,5	ВЭК-220-40/2000У1	0.02	25
Q-6	ВЭК-110-40/2000У1	0.02	25
Q-7,8	ВЭК-220-40/2000У1	0.02	25
Q-9,10	ВЭК-110-40/2000У1	0.02	25
Q-101-106	ВЭ-6-40/1600У3	0.022	11
Т-1,2	ТДЦ-400000/220	0.014	70
Т-3	ТДЦ-400000/110	0.035	60
ТСН-1,2,3	ТРДНС-32000/35	0.012	70

При расчёте учитывалось время пуска блока Т_П = 1 ч. и время оперативных переключений Т_ОП = 0.5 ч. Удельный системный ущерб принимаем равным 0.15 для усредненной энергосистемы [2,стр. 83].

2.5.1.4 Определение приведенных затрат

Приведённые затраты на строительство и эксплуатацию проектируемой электростанции

.

2.5.1.5 Определение дисконтированных затрат

Для выбора нормы дисконта воспользуемся ставкой банков по долгосрочным ссудам, которая в расчетном периоде составляет E=15% годовых.

Продолжительность жизненного цикла инвестиций примем 5 лет.

.

Таблица 2.16. Дисконтированные затраты

Период времени t, год.	Коэффициент дисконтирования dt=1/(1+Е)t.	Капитальные вложения и затраты К+Зt, т.р.	Дисконтированные затраты ДЗt=(Rt+Иt)dt, т.р.
0	1.000
1	0.8696	43533.841	37857.028
2	0.7562	43533.841	32920.29
3	0.6575	43533.841	28623.5
4	0.5718	43533.841	24892.65
5	0.4972	43533.841	21645.025
Суммарные дисконтированные затраты	274526.893

2.5.2 Расчет дисконтированных затрат для 2-го варианта схемы

2.5.2.1 Определение капитальных затрат

Таблица 2.17. Стоимость и количество электрооборудования для первого варианта схемы выдачи мощности

Вид оборудования	Тип оборудования	Кол-во	Цена за 1 шт., тыс. руб.
Блочные трансформаторы на 220 кВ	ТДЦ-400000/220	3	389
Автотрансформаторы	АТДЦТН-125000/220/110	2	195
Трансформаторы собственных нужд	ТРДНС-32000/35	3	69.6
Резервный трансформатор собственных нужд	ТРДНС-32000/35	1	69.6
Блочные выключатели на 220 кВ	ВЭК-220-40/2000У1	3	16.5
Выключатели в цепи АТ на 220 кВ	ВЭК-220-40/2000У1	2	16.5
Выключатели в цепи АТ на 110 кВ	ВЭК-110-40/2000У1	2	16.5
Выключатели в цепи ТСН и РТСН на стороне НН	ВЭ-6-40/1600У3	8	3.96
Выключатель у РТСН со стороны ВН	МГУ-20-90-6300У3	1	4.51
Генераторные выключатели	ВГМ-20-90/11200У3	3	7.35

Таким образом, капитальные затраты составляют:

2.5.2.2 Определение издержек

Издержки на ремонт и эксплуатацию:

.

Определим годовые потери электроэнергии W_пот [2, с. 81].

По [2, рис. 4.1, с. 79-81] определим коэффициент = 1.2 при T_max = (6300ч6400) ч.

По [2, рис. 4.2, с. 79-81] = 4300 при T_max = 6400 ч (ВН); = 4200 при T_max = 6300 ч (СН).

По [1, табл. 8.17, с. 498] определим плановое время ремонта энергоблока

ч,

Из-за отсутствия подробных характеристик потребителей, проведем расчет потерь энергии приближенно через время максимальных потерь :

[МВтч].

По [1, табл. 8.8, с. 488] определим плановое время ремонта автотрансформатора T_р = 30 ч.

[МВтч].

.

Суммарные издержки для первого варианта схемы определятся следующим образом:

2.5.2.3 Определение ущерба

Ущерб от недоотпуска электроэнергии

; ; .

В данном случае имеем P_{рез сист} = 400 МВт, что больше мощности любого из генераторов на данной ГРЭС, следовательно, при погашении одного из блоков дефицита активной мощности не возникнет.

Таким образом, ни ущерба от отключения потребителей (У_откл), ни частотного ущерба (У_част), ни ущерба от действия автоматики частотного регулирования (У_АЧР) не будет.

Определим системный ущерб от погашения одного из блоков на данной КЭС (см. рис. 2, табл. 14).



Рис. 2.6 Схема электрических (силовых) соединений для определения ущерба от недоотпуска электроэнергии

По [1, табл. 8.8 и 8.9, с. 488-489] определяем параметры потока отказов и время восстановления основного силового электрооборудования проектируемой станции.

Таблица 2.18. Параметры потока отказов и времени восстановления для выбранного электрооборудования

Отказавший элемент	Тип	Поток отказов, 1/год	Время восстановления, ч
Q-1,2,3	ВГМ-20-90/11200У3	0.01	26
Q-4,5,6	ВЭК-220-40/2000У1	0.02	25
Q-7,8	ВЭК-220-40/2000У1	0.02	25
Q-9,10	ВЭК-110-40/2000У1	0.02	25
Q-101-106	ВЭ-6-40/1600У3	0.022	11
Т-1,2,3	ТДЦ-400000/220	0.014	70
ТСН-1,2,3	ТРДНС-32000/35	0.012	70

При расчёте учитывалось время пуска блока Т_П = 1 ч. и время оперативных переключений Т_ОП = 0.5 ч. Удельный системный ущерб принимаем равным 0.15 для усредненной энергосистемы [2,стр. 83].

2.5.2.4 Определение приведенных затрат

Приведённые затраты на строительство и эксплуатацию проектируемой электростанции

.

2.5.2.5 Определение дисконтированных затрат

Для выбора нормы дисконта воспользуемся ставкой банков по долгосрочным ссудам, которая в расчетном периоде составляет E=15% годовых.

Продолжительность жизненного цикла инвестиций примем 5 лет.

.

Таблица 2.19. Дисконтированные затраты

Период времени t, год.	Коэффициент дисконтирования dt=1/(1+Е)t.	Капитальные вложения и затраты К+Зt, т.р.	Дисконтированные затраты ДЗt=(Rt+Иt)dt, т.р.
0	1.000	120548,4	120548,4
1	0.8696	34563.29	30056.236
2	0.7562	34563.29	26136.759
3	0.6575	34563.29	22725.363
4	0.5718	34563.29	19763.289
5	0.4972	34563.29	17184.867
Суммарные дисконтированные затраты	236414.914

Произведем сравнение дисконтированных затрат двух вариантов:

На основе полученных результатов для дальнейших расчетов выбираем второй вариант схемы выдачи мощности.

3. Система собственных нужд станций

Система собственных нужд (С,Н.) электростанции объединяет в своем составе рабочие машины, обеспечивающие нормальную работу основных агрегатов станции (парогенераторов, турбин, синхронных генераторов); электродвигатели, которые приводят рабочие машины в действие; источники питания (трансформаторы С.Н.); распределительные устройства и распределительную сеть (кабельные линии), обеспечивающие электроснабжение двигателей С.Н.; ряд статических потребителей (освещение, электродвигатели и т.д.).

К системе С.Н. предъявляются два основных требования: достаточная надежность и высокая экономичность функционирования. При реализации указанных требований важная роль отводится выбору рабочих машин и электродвигателей к ним, проверке правильности выбора в режиме пуска и самозапуска.

3.1 Выбор двигателей собственных нужд

Электродвигатели являются основными потребителями собственных нужд , так как приводят в движение множество механизмов собственных нужд станции.

Надежная работа механизмов собственных нужд обеспечивается наилучшим образом, когда в качестве привода используются асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором. Синхронные двигатели более сложны в плане конструктивного исполнения, зато менее чувствительны к снижениям напряжения в сети С.Н. и более экономичны, если применяются в качестве привода мощных механизмов. Электродвигатели постоянного тока более сложны в эксплуатации и менее надежны. Они применяются тогда, когда требуется плавное регулирование скорости.

В цехах КЭС применяются в основном электродвигатели защищенного исполнения (серии А, А2, ДВДА), закрытого исполнения обдуваемые (серии АО, АО2, ДА3О) или замкнутой системой вентиляции (серии АТД, АТМ). Специальные взрывозащищенные электродвигатели применяются во взрывоопасных помещениях.

3.2 Составление карты собственных нужд

Карта собственных нужд составляется для блочной и общестанционной нагрузки напряжением 6 кВ, включая все трансформаторы и электродвигатели. Она представляет собой набор рабочих машин, обслуживающие основные агрегаты электростанции (парогенераторы. турбоустановки, синхронные генераторы), а также общестанционные устройства и установки ( топливоподача, химводоочистка, золоудаление, маслянное и мазутное хозяйство, компрессорная и т.д.). При формировании карты механизмов С.Н. учитывается распределение рабочих машин (и приводящих их в действие электродвигателей) между секциями РУ собственных нужд. Это относится как к блочной, так и к общестанционной нагрузке.

3.3 Окончательный выбор ТСН

Распределив электродвигатели и трансформаторы С.Н. 6/0,4 кВ между секциями 6 кВ, определяем номинальную мощность рабочих ТСН блоков. Номинальная мощность рабочих ТСН блоков выбирается по расчетной нагрузке всех присоединений электроприемников так, чтобы не допустить перегрузки. Расчетная нагрузка от двигателей 6 кВ определяется по выражению:

S_д1=К_д1·?Р_расч,

где Р_расч- расчетная мощность на валу i-го двигателя;

К_д1- расчетный коэффициент:

К_д1= К_р· К_нср/(з_ср· cos ц_ср)?0,9,

где К_р- коэффициент одновременности максимумов нагрузок двигателей;

К_нср, з_ср, cos ц_ср- средние значения коэффициента загрузки и коэффициента мощности двигателя.

Расчетная нагрузка электроприемников второй ступени напряжения (0,4 кВ), присоединенных к ТСН через трансформаторы 6/0,4 кВ, определяется по выражению:

S_расч=К_т2·?S_ном.т2,

где S_ном.т2- номинальная мощность i-го трансформатора;

К_т2?0,9- расчетный коэффициент.

Таким образом, суммарная расчетная нагрузка ТСН одного блока составит:

S_расч=0,9·(?Р_расчi+?S_ном.т2).

Для наиболее загруженного ТСН второго блока, по карте собственных нужд определяем суммарную расчетную нагрузку:

S_расч=0,9*[(255+375+320+690+910+590+520+705+1000+1000)+(255+375+320++690+455+590+520+2000)+(1000+1000+1000+1000+1000)+(2000+250+400+250+1250+1000)]=21720 кВ·А.

Номинальная мощность ТСН выбирается, исходя из условия:

S_{ном.ТСН}? S_{расч.ТСН};

Предварительно были выбраны для блоков ТСН ТРНДС-32000/35;

32000>21720 кВ·А.

Т.к. условие выполняется, то окончательно принимаем трансформаторы ТРНДС-32000/35.

В качестве РТСН принимаем трансформатор типа ТРНДС, присоединенный к обмотке НН АТ (ТРНДС-32000/35). На КЭС блочного типа при наличии генераторных выключателей устанавливается один РТСН на каждые 4 машины [2]. Исходя из этого условия, устанавливаем один РТСН.

3.4 Проверка выбранных электродвигателей, мощности и параметров РТСН по условиям самозапуска

По рекомендации проектных организаций двигатели рабочих машин проверяются по условиям самозапуска при понижении напряжения на шинах С.Н.

К числу особо тяжелых нарушений работы С.Н. следует отнести отказ рабочих источников питания. В этом случае нагрузка С.Н. подключается к резервному источнику питания . Переключение происходит не мгновенно и сопровождается малым, но все же заметным перерывом в подаче напряжения.

Процесс торможения рабочих агрегатов (двигатель-механизм) С.Н. при отключении рабочего источника питания, а затем разгон их при автоматическом подключении резервного источника питания называется процессом самозапуска. Для результирующей устойчивости работы оборудования станции процесс самозапуска должен быть успешным.

Для станций с блоками 160 МВт и выше самозапуск считается успешным, если длительность всего переходного процесса до полного разворота электродвигателей не превышает 20 секунд.

Допустимая величина начального напряжения для ГРЭС высокого давления составляет 0,6 U_ном.

Для расчета самозапуска упрощенным методом составляется расчетная схема замещения, приведенная на рис.3.1. В основе метода лежит определение величины начального напряжения на секции С.Н. в момент подключения к ней резервного источника питания.

Составим расчетную схему цепи собственных нужд:

Рис 3.1. Расчетная схема собственных нужд

Самозапуск нужно рассматривать для самой нагруженной секции - блок 3, секция А. Определяются параметры схемы замещения. Берем по [1] параметры РТСН, они сведены в таблицу 2.6.

Схема замещения:

,

где Х_АТ - сопротивление обмоток АТ, Ом;

Х_РТСН - сопротивление РТСН, Ом;

Х_ПР - сопротивление резервной магистрали с.н., Ом.

Рис. 3.2

Сопротивление АТ:

Ом,

где %,

Сопротивление одной ветви РТСН:

Ом.

Сопротивление электрической связи от обмотки НН АТ и РТСН:

Ом;

- сопротивление токопровода (принимаем 0,2 Ом/км),

- длина токопровода (принимаем 150 м),

Ом.

Суммарное сопротивление двигателей, участвующих в запуске определится:

,

где - сопротивление i-го двигателя, Ом.

, где - кратность пускового тока о.е.

Каталожные данные двигателей из справочника [1] приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Двигатели СН, участвующие в самозапуске.

№	Механизм собственных нужд	Тип двигателя	, кВт	, кВ	з, %	Кратность пускового тока	, А
1	КЭН 1 ст	А-114-4М	320	6	93.7	7	32.86
2	КЭН 2 ст	А-12-41-4	500	6	94.8	7	50.75
3	ЦЭН 1ст	ДВДА-173/46-12-1	400	6	91.8	4.6	41.93
4	ЦЭН 2 ст	ДВДА-173/46-12-1	400	6	91.8	4.6	41.93
5	БЭН	АЗ-500	500	6	94.8	7	50.75
6	ДВ	АДО-1600/750-У1	1600	6	95,3	5,5	194,7
7	ЭН	А-13-46-6	630	6	94.7	6.5	64.01
8	Конвейер ленточный №1	АКНЗ-2-16-39-12	500	6	93,4	5,5	49,05
9	Конвейер ленточный №2	АОЗ-400М-6У2	200	6	93,5	6,5	19,6
10	Молотковая дробилка	ДАЗО4-560УК-4У1	1660	6	95,5	7	159,3
11	Компрессор	2АМЗ-2500/6000	2500	6	96,9	5,3	236

;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Для определенного перерыва питания t_пер имеем:

,

где К - коэффициент, характеризующий снижение пускового тока, т. к. реально двигатели не успевают за перерыв питания остановиться.

Согласно заданию, коэффициент К определяем для t_пер=1,9 с. по кривым на рис. 6.14 [2, стр.229] .

Ом.

Ом.

Напряжение на шинах с.н. при самозапуске от предварительно ненагруженного резервного источника питания (отсутствует предвключенная нагрузка) определяется выражением [10]:

о.е.

Делаем вывод, что самозапуск успешен, т.к. .

3.5 Выбор электродвигателя для механизма собственных нужд по условиям пуска

Проверим самый мощный двигатель. Для удаления продуктов горения из топки предусмотрены три дымососа ДОД-43.

Технические данные механизма собственных нужд:

[м³/час];

[Па];

[об/мин];

[кгм² ];

.

Определим мощность механизма:

[кВт].

Определим мощность двигателя для механизма.

Коэффициент запаса примем равным 1,3 [5].

[кВт].

Выбираем двигатель АО2 -21-49-16У1 [1, табл. 4.10, с. 187].

Таблица 3.2

Тип	Pном	Uном	nном		cos	Пусковые характеристики	J
						mmax	mп	kп	Ротора
	кВт	кВ	об/мин	%	-	о.е.	о.е.	о.е.	кгм2
АО2 -21-49-16У1	3150	6	372	95	0,85	2,0	1	6,5	1250

Определим момент инерции привода:

[кгм²].

где =375 [об/мин].

Определим механическую постоянную привода:

[с].

Определим коэффициент загрузки.

.

Определим момент сопротивления механизма.

Примем начальный момент сопротивления равным 0.15 [2, рис. 5-10, с. 319, с. 318-340].

,

где p = 2 - показатель степени для механизмов с вентиляторным моментом сопротивления [9, с. 319].

Определим критическое скольжение для выбранного двигателя.

Определим зависимость момента вращения двигателя от скольжения.



где K_U - коэффициент, учитывающий снижение напряжения на шинах питания ЭД механизма.

Рис.3.3 Зависимости моментов от скольжения

Определим зависимость избыточного момента от скольжения.

.

Далее необходимо скорректировать кривую двигателя следующим образом:

,

.

Строим избыточный момент: .

С помощью программного комплекса Mathcad построим зависимости моментов от скольжения(см. Рис 3.3, 3.4).

Значения моментов при различных значениях скольжения сведены в табл.3.13.

Чтобы определить время пуска двигателя, воспользуемся методом последовательных интервалов:

где

,

- среднее значение относительного избыточного момента на i - м интервале скольжения.

Аналогично рассчитаем время пуска при снижении напряжения на шинах питания двигателя до значения 0,8 о.е.



Рис 3.4 Зависимости моментов от скольжения

Результаты расчета сведены в табл.3.13.

Таблица 3.13. Характеристики моментов двигателя и механизма СН в зависимости от скольжения

s, о.е.	MC, о.е.	KU = 1	KU = 0.8
		Mдв, о.е.	Mизб, о.е.	Mизб ср, о.е	Mдв, о.е.	Mизб, о.е.	Mизб ср, о.е
0.01	0.496	1.515	1.019		1.04	0.543
0.02	0.488	1.991	1.503	1.261	1.344	0.856	0.630
0.03	0.481	1.990	1.509	1.506	1.357	0.876	0.796
0.04	0.473	1.813	1.340	1.425	1.25	0.777	0.757
0.05	0.465	1.629	1.163	1.252	1.137	0.672	0.654
0.06	0.458	1.473	1.015	1.089	1.041	0.583	0.558
0.08	0.443	1.245	0.802	0.908	0.902	0.459	0.451
0.1	0.429	1.195	0.766	0.784	0.871	0.442	0.381
0.2	0.361	1.097	0.736	0.751	0.813	0.452	0.377
0.3	0.301	1.097	0.796	0.766	0.793	0.492	0.402
0.4	0.250	1.098	0.848	0.822	0.782	0.532	0.442
0.5	0.206	1.100	0.894	0.871	0.774	0.568	0.480
0.6	0.170	1.097	0.927	0.910	0.765	0.595	0.511
0.7	0.142	1.086	0.944	0.935	0.758	0.616	0.535
0.8	0.122	1.063	0.941	0.942	0.742	0.620	0.548
0.9	0.110	1.032	0.922	0.931	0.732	0.622	0.551
1	0.107	1.000	0.894	0.908	0.710	0.604	0.543

И наконец, определим превышения температуры обмотки статора над температурой окружающей среды за время пуска:

Для :

,

где - кратность пускового тока,

А/мм² - плотность тока в статорной обмотке,

- соответствует пуску из холодного состояния.

Для :

,

где - соответствует пуску из холодного состояния.

Для :

,

где - кратность пускового тока,

А/мм² - плотность тока в статорной обмотке,

- соответствует 2 - ому пуску.

Для :

,

где - соответствует 2 - ому пуску.

Вывод: из полученных расчетов видно, что выбранный двигатель удовлетворяет условию (для класса изоляции F).

4. Расчёт токов КЗ с учётом подпитки от двигателей СН 6 кВ

Расчётная схема определения ТКЗ представлена на рис. 4.1.

Расчет токов короткого замыкания (ТКЗ) ведется в максимальном режиме при полном составе работающего оборудования. Расчет ведется для характерных точек : КЗ на шинах станции ( ВН и СН ), перед ТСН и шинах С.Н. Составляется расчетная схема и схемы замещения прямой и нулевой последовательности.

Для обратной последовательности расчет не ведется, считая, что она равна прямой. В схемах замещения для создания запаса и упрощения расчета не учитываются активные сопротивления.

Расчетная схема с характерными точками приведена на рис.6.1. В соответствии с ними расчет ведется следующим образом:

К1, К2- замыкание на шинах станции, рассчитывается ток трехфазного и однофазного короткого замыкания;

К3, К4- замыкание перед ТСН, рассчитывается суммарный ток трехфазного КЗ с учетом составляющих от системы и от синхронных генераторов станции;

К6, К7, К8- замыкание на шинах собственных нужд 6 кВ, рассчитывается ток трехфазного КЗ, учитывая подпитку от асинхронных двигателей С.Н.;

К5- замыкание на стороне ВН РТСН, рассчитывается ток трехфазного короткого замыкания.



Рис. 4.1 Расчётная схема определения ТКЗ

4.1 Определение базисных величин и сопротивлений элементов схемы

Для всех заданных точек КЗ примем значение базисной мощности МВА.

Определим значение базисных величин для точки К₁.

кВ; [кА]

Определим значение базисных величин для точки К₂.

кВ; [кА].

Определим значение базисных величин для точек К₃, К₄ и К₅.

кВ; [кА].

Определим значение базисных величин для точек К₆, К₇ и К₈.

кВ; [кА].

По [3, табл. 3.4, с. 140] определим о.е.

Определим сопротивления прямой и обратной последовательностей генераторов.

[о.е.].

[о.е.].

ЭДС системы примем равным [о.е.].

Определим суммарные сопротивления прямой последовательности систем.

[о.е.].

[о.е.].

Определим суммарные сопротивления нулевой последовательности систем.

 [о.е.].

[о.е.].

Определим сопротивления блочных трансформаторов.

[о.е.].

Определим сопротивления обмоток ВН, СН и НН автотрансформатора связи.

;

примем ;

.

[о.е.].

[о.е.].

[о.е.].

Определим сопротивления ветви ВН-НН рабочих и резервного трансформаторов собственных нужд.

[о.е.].

4.2 Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К₁

Расчётная схема замещения представлена на рис. 4.

Рис. 4.2 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (ПП)

Рис. 4.3 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (ПП)

[о.е.].



Рис. 4.4 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (ПП)

[о.е.].

[о.е.];

Рис. 4.5 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (ПП)

[о.е.].



Рис. 4.6 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (ПП)

[о.е.].

[о.е.].

[о.е.].

[кА].

По [3, табл. 3.8, с. 150] определим ударный коэффициент: К_уд = 1.78.

[кА].

4.3 Расчёт тока однофазного КЗ в точке К₁

Рис. 4.7 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (ОП)

Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п. 4.2.

Определим суммарное сопротивление схемы замещения обратной последовательности.

Рис. 4.8 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (ОП)

[о.е.].

Рис. 4.9 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (ОП)

[о.е.];

[о.е.].

Рис. 4.10 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (ОП)

 [о.е.].

Рис. 4.11 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (ОП)

[о.е.].

Определим суммарное сопротивление схемы замещения нулевой последовательности.

Рис. 4.12 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (НП)

Рис. 4.13 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (НП)

 [о.е.].

[о.е.].

[о.е.].

Рис. 4.14 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (НП)

[о.е.].

Определим сопротивление аварийного шунта:

[о.е.].

Определим значение тока однофазного КЗ в точке К₁:

[о.е.].

[кА].

Определим значение ударного тока однофазного КЗ в точке К₁:

 [кА].

4.4 Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К₂

Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п. 4.2.

Рис.4.15 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₂ (ПП)

Рис. 4.16 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₂ (ПП)

[о.е.].

Рис. 4.17 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₂ (ПП)

 [о.е.].

[о.е.].

[о.е.].

[кА].

По [3, табл. 3.8, с. 150] определим ударный коэффициент: К_уд = 1.717.

[кА].

4.5 Расчёт тока однофазного КЗ в точке К₂

Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов пп. 4.3 и 4.4.

Определим суммарное сопротивление схемы замещения обратной последовательности.

Рис. 4.18 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (ОП)



Рис. 4.19 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (ОП)

[о.е.].

Рис. 4.20 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (ОП)

[о.е.].

Определим суммарное сопротивление схемы замещения нулевой последовательности.

Рис. 4.21 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₂ (НП)

Рис. 4.22 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₂ (НП)

 [о.е.].

Определим сопротивление аварийного шунта.

[о.е.].

Определим значение тока однофазного КЗ в точке К₂.

[о.е.],

где -коэффициент пропорциональности [3, стр.180].

[кА].

Определим значение ударного тока однофазного КЗ в точке К₂.

[кА].

4.6 Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К₃

Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п. 4.2.



Рис. 4.23 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₃

Рис. 4.24 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₃

[о.е.].

[о.е.].

Рис. 4.25 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₃

[о.е.].

[о.е.].

Рис. 4.26 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₃

[о.е.].

[о.е.].

Рис. 4.27 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₃

Определим составляющую ТКЗ от генератора.

[о.е.].

[кА].

Определим составляющую ТКЗ от системы.

[о.е.].

[кА].

Определим значение суммарного ТКЗ в точке К₃.

[кА].

Определим значения ударного ТКЗ от генератора в точке К₃(по [3, табл. 3.8,с. 150]К_уд = 1.97).

[кА].

Определим значения ударного ТКЗ от системы в точке К₃ (по [3, табл. 3.8, с. 150] К_уд = 1.97).

[кА].

Определим значения суммарного ударного ТКЗ точке К₃ (по [3, табл. 3.8, с. 150] К_уд = 1.97).

[кА].

4.7 Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К₄

Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п. 4.2.

Рис. 4.28 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₄

Преобразуем схему рис. 4.29 к виду схемы рис. 4.30 (т. к. сопротивление обмотки СрН АТ равно нулю).

Подпитку от двигателей собственных нужд, которые могут быть подключены к одной из шин собственных нужд за одной из обмоток низшего напряжения резервного трансформатора собственных нужд, не учитываем.

На схеме рис. 4.30 представлено сопротивление только одной ветви АТ-НН, т.к. РТСН подключен к одному автотрансформатору.

Рис. 4.29 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₄



Рис. 4.30 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₄

[о.е.].

[кА].

По [3, табл. 3.8, с. 150] определим ударный коэффициент: К_уд = 1.82.

[кА].

4.8 Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К₅

Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п. 4.6.

Расчётные схемы см. на рис. 4.23-4.27.

Определим суммарную ЭДС, приложенную к одной из шин собственных нужд за одной из обмоток НН трансформатора собственных нужд, и суммарное сопротивление, рассматривая X_ТСН как сопротивление одной из ветвей ВН-НН трансформатора собственных нужд.



Рис. 4.31 Расчетная схема замещения для определения тока КЗ в точке К5

[о.е.].

[о.е.].

Определим ток трёхфазного КЗ в точке К₅ (с учетом подпитки от двигателей 6 кВ собственных нужд).

[о.е.].

[кА].

Ток подпитки от двигателей СН (по [3, стр.178]):

 определяем по секции А третьего блока.

Суммарный ток с учетом подпитки:

=4.7+12.463 = 17.163 [кА].

По [3, табл. 3.8, с. 150] определим ударный коэффициент: К_уд = 1.37.

[кА].

4.9 Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К₆

Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п. 4.7.

Расчётные схемы см. на рис. 4.28-4.30.

Определим суммарное сопротивление, рассматривая X_РТСН как сопротивление одной из ветвей ВН-НН резервного трансформатора собственных нужд.

[о.е.].

Определим ток трёхфазного КЗ в точке К₆ (c учётом подпитки от двигателей 6 кВ собственных нужд).

[о.е.].

[кА].

Ток подпитки от двигателей СН (по [3, стр.187]):



определяем по секции А третьего блока.

Суммарный ток с учетом подпитки:

=4.7+11.273 = 15.973 [кА].

По [3, табл. 3.8, с. 150] определим ударный коэффициент: К_уд = 1.37.

[кА].

4.10 Результаты расчёта ТКЗ

Результаты расчёта токов КЗ сведены в табл. 16.

Таблица 4.1 Результаты расчёта ТКЗ

Точка
	кА	кА	кА	кА	кА	кА	кА	кА
К1			18.495			46.557	21.159	55.358
К2			30.181			73.285	36.096	94.437
К3		49.266			137.255
К4
К5
К6			15.973

5. Выбор коммутационного, измерительного оборудования и токоведущих частей

5.1 Выбор выключателей

Выбор выключателей производится по:

напряжению U_уст U_ном;

току I_{макс.прод} I_ном.

Проверку выключателей производим по:

длительному режиму;

электродинамической стойкости;

термической стойкости;

отключающей способности;

току включения.

5.1.1 Проверка выключателей, установленных на ОРУ-220

На данном ОРУ предварительно выбран выключатель типа ВЭК-220-40/2000У1.

Таблица 5.1 Параметры блочных выключателей на стороне РУВН

!Синтаксическая ошибка, F	Номинальное напряжение	Наибольшее рабочее напряжение

Страница:

•  1 
•  2 
•  3 
•  4 

дипломная работа "Проектирование конденсационной электрической станции установленной мощностью 900 МВт" скачать

Подобные документы

• Строительство новой районной электрической станции установленной мощностью 2500 МВт

  Выбор типов генераторов и проектирование структурной схемы станции. Выбор трансформаторов, источников питания системы собственных нужд, схем распределительных устройств, токоведущих частей. Расчет токов короткого замыкания на шинах, выводах генератора.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 27.01.2016
  

• Проектирование конденсационной электрической станции мощностью 1200 Мвт

  Выбор главной схемы электрических соединений тепловой конденсационной электростанции. Расчет установленной мощности электрооборудования. Выбор трансформаторов. Определение токов короткого замыкания. Выбор напряжения, схема синхронных турбогенераторов.
  
  курсовая работа [2,3 M], добавлен 19.12.2014
  

• Проектирование электрической части конденсационной электростанции

  Разработка структурной схемы конденсационной электростанции. Выбор генераторов, трансформаторов блока и собственных нужд, автотрансформаторов связи и блока. Выбор схемы, расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов для генераторов.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 11.12.2013
  

• Проектирование электрической части КЭС мощностью 600 МВт

  Выбор тепловой схемы станции, теплоэнергетического и электрического оборудования, трансформаторов. Определение расхода топлива котлоагрегата. Разработка схем выдачи энергии, питания собственных нужд. Расчет тепловой схемы блока, токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [995,3 K], добавлен 12.03.2013
  

• Релейная защита и автоматика электрооборудования для ТЭЦ мощностью 600 МВт

  Схема электрических соединений и схема собственных нужд. Выбор электрооборудования схемы собственных нужд, его обоснование. Выбор устройств релейной защиты и автоматики для элементов. Разработка схем релейной защиты блока генератор-трансформатор.
  
  дипломная работа [604,1 K], добавлен 09.04.2012
  

• Проектирование электрической части КЭС мощностью 2400 МВт

  Проект конденсационной электрической станции. Разработка вариантов структурных схем. Выбор типов и конструкции синхронных генераторов и трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационных аппаратов, контрольно-измерительных приборов.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 23.03.2015
  

• Технический проект ТЭЦ мощностью 90 МВт

  Выбор числа и мощности генераторов, трансформаторов электростанции. Выбор главной схемы электрических соединений. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор выключателей и разъединителей, трансформаторов тока и напряжения. Обеспечение собственных нужд ТЭЦ.
  
  курсовая работа [199,0 K], добавлен 19.11.2010
  

• Разработка электрической части теплоэлектроцентрали

  Выбор главной схемы электрических соединений. Проектирование структурной схемы станции. Выбор трансформаторов и источников питания. Способы ограничения токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей электрической станции.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 17.12.2015
  

• Разработка конденсационной электрической станции для электрической мощности 300 МВт

  Структура организации охраны труда на предприятиях электрических сетей. Разработка вариантов схем и выдачи энергии. Расчет токов короткого замыкания. Выбор оборудования, измерительных приборов и измерительных трансформаторов, типов релейной защиты.
  
  дипломная работа [231,8 K], добавлен 06.06.2014
  

• Проектирование электрической части конденсационной электростанции

  Разработка структурной схемы станции и блочных трансформаторов. Описание схемы электрических соединений и расчет токов короткого замыкания. Выбор комплектного токопровода, электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей в заданных цепях.
  
  курсовая работа [414,2 K], добавлен 23.03.2014
  

Другие документы, подобные "Проектирование конденсационной электрической станции установленной мощностью 900 МВт"

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