Maket_uch_pos_KP_2012_1

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«КАЗАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»










ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ


Методические указания
к выполнению курсового проекта

Для студентов очной и очно-заочной форм обучения












Казань 2012 УДК 621.316
ББК 31.277.1
Э45











Э45
Электрическая часть электростанций и подстанций: Методические указания к выполнению курсового проекта. Для студентов очной и очно-заочной форм обучения / Сост. Е.А. Миронова, А.М. Семененко. – Казань: Казан. гос. энерг. ун-т, 2012. – 75 с.


Методические указания содержат рекомендации к выполнению курсового проекта.
Предназначены для студентов очной и очно-заочной форм обучения, изучающих дисциплину «Электрическая часть электростанций и подстанций» специальности 140204.65 «Электрические станции».


УДК 621.316
ББК 31.277.1





( Казанский государственный энергетический университет, 2012
ОБЩИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ К ВЫПОЛНЕНИЮ
КУРСОВОГО ПРОЕКТА

Выполнение курсового проекта подводит итог работы над программным материалом дисциплины. Чем лучше усвоен материал дисциплины «Электрическая часть станций и подстанций», тем легче студент справится с выполнением курсового проекта. В методических указаниях раскрывается последовательность выполнения всех разделов курсового проекта, объем отдельных его частей; приводятся некоторые сведения, отсутствующие в учебной литературе. При выполнении курсового проекта студенты должны использовать учебную и справочную литературу, приобрести навыки работы с нормативно-технической документацией и типовыми проектами, выполняемыми проектными организациями.
Темы курсового проекта утверждаются на кафедре и выдаются студентам не позже, чем в первую неделю семестра. Задание на курсовой проект выдается каждому студенту индивидуально преподавателем и не может быть изменено. Получив задание на курсовой проект, необходимо внимательно ознакомиться с его содержанием: темой, исходными данными, содержанием пояснительной записки, объемом графической части. При появлении вопросов необходимо проконсультироваться с преподавателем.
Курсовой проект является творческой работой, в которой студент самостоятельно принимает технические решения. Студент полностью отвечает за принятые решения, правильность выполнения расчетов в приведенной пояснительной записке и качество чертежей в графической части. Особое внимание студент должен уделять технико-экономическому обоснованию принимаемых решений. На учебных занятиях преподаватель может помочь в оценке и выборе решений, ознакомить студента с вариантами отдельных методик. Выполненный курсовой проект после получения рецензии должен быть защищен студентом. На защиту представляются пояснительная записка и графическая часть в объеме двух листов формата А1.

Содержание пояснительной записки

Титульный лист.
Содержание (оглавление).
Задание на курсовой проект.
Текстовая часть.
Заключение.
Список использованных источников.
Приложения (не обязательно).

Графическая часть

Главная схема электрических соединений.
Схема собственных нужд (до 0,4 кВ включительно).

Титульный лист пояснительной записки должен иметь вид, показанный в приложении 1.
Задание на курсовой проект должно содержать исходные данные для его выполнения, схему связи электрической станции с энергосистемой заданного варианта в соответствии с приложением 2.
В оглавлении приводится полное наименование разделов и подразделов с указанием соответствующих страниц.
Текстовая часть проекта выполняется по следующим вопросам:

Введение (состояние и пути развития энергетики, значение и роль проектируемой электростанции).
Паспорт станции
Выбор типа и конструкции синхронных генераторов.
Разработка вариантов структурной схемы электростанции.
Выбор силовых трансформаторов.
Технико-экономическое сравнение вариантов схем.
Выбор схем распределительных устройств.
Разработка схемы собственных нужд.
7. Расчет токов короткого замыкания.
Выбор аппаратов и проводников.
8.1. Выбор коммутационных аппаратов.
8.2. Выбор проводников в основных цепях станции.
8.3. Выбор КИП и измерительных трансформаторов.
В разделах приводятся исходные условия, последовательность и методика решения, основные расчеты; делается анализ расчетов и оценка результатов, выводы. В табличной форме приводятся параметры выбранного оборудования. Пример выполнения расчетов дан в приложении 3.
Текстовая часть проекта заканчивается заключением. Заключение составляется после выполнения всех расчетов и выполнения графической части. В заключении должны быть представлены:
– перечень представленных на защиту материалов;
– тема проекта и исходные данные для расчета;
– разработанные расчетно-графические материалы;
– выбранное оборудование;
– принятые проектно-технические решения.
Пример заключения приведен в приложении 4.
В списке источников приводится нормативная, справочная и учебная литература и материалы из поисковых систем Интернета.
Приложения в текстовой части курсового проекта включают математические выводы, расчеты, программы, данные в табличной форме, иллюстрации вспомогательного характера и др.
Пояснительная записка должна в краткой и четкой форме раскрывать замысел проекта, содержать обоснование выбора методов проектирования, расчеты, обоснование выводов.
Текстовая часть пояснительной записки оформляется на листах формата А4. Поля для формата А4: левое – 25 мм; правое – 20 мм; верхнее и нижнее – по 20 мм.
Пояснительная записка должна быть написана грамотно, четко, техническим языком в соответствии с ГОСТ 2.105-95. Условные буквенные обозначения математических, физических и других величин должны соответствовать государственным стандартам. Расчеты и данные к ним должны сопровождаться краткими пояснениями и ссылками на литературу. Результаты вычислений указываются с размерностями полученных величин. Многократно повторяющиеся расчеты могут быть приведены только один раз, а результаты сведены в таблицы.
Все иллюстрации в пояснительной записке (эскизы, схемы, графики) называют рисунками, они должны иметь порядковый номер и название, например: Рис. 1. Вариант структурной схемы, и т.д.
Все таблицы должны иметь тематическое название и быть пронумерованы, например: Таблица 1
Параметры силовых трансформаторов
Таблицы и рисунки в проекте должны иметь сквозную нумерацию.
Правила оформления приложений идентичны правилам оформления пояснительной записки. Каждому приложению дается номер. Ссылку в тексте на приложение указывают буквой П, например: в приложении 2 – в П.2 и т.д.
Ссылки на литературу приводятся в тексте в квадратных скобках в порядке их расположения, например, [2].
Все страницы текстовой части, начиная с титульного листа, должны иметь сквозную нумерацию. Титульный лист считается страницей 1, задание на проект – страница 2.
На последующих страницах проставляются номера, страница 3 – Содержание проекта. В сквозную нумерацию включаются список использованных источников и приложения.
Текст основного содержания записки делится на разделы, пункты и подпункты.
Чертежи должны быть выполнены в соответствии с правилами Единой системы конструкторской документации на листах формата А1. Масштаб и степень детализации должны выбираться исходя из их целесообразности. Чертежи должны быть наглядными.
Для защиты курсовых проектов назначается комиссия из преподавателей кафедры. Проверку и рецензирование курсового проекта проводит руководитель. Все замечания по проекту приводятся в пояснительной записке и исправлению не подлежат. Курсовой проект защищается один раз. В случае получения неудовлетворительной оценки курсовой проект выполняется заново по новому заданию.

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ВЫПОЛНЕНИЮ
КУРСОВОГО ПРОЕКТА

Задание на курсовой проект выдается преподавателем. На основании этой информации необходимо заполнить лист индивидуального задания (П.2).

Введение

Во введении должны быть отражены следующие аспекты:
– состояние и пути развития энергетики;
– значение и роль проектируемой станции;
– особенности технологического процесса производства энергии на проектируемой станции.
При подборе материала необходимо пользоваться современной периодической литературой по электроэнергетике.

Паспорт станции

В паспорте станции приводятся общие параметры и характеристики электроустановки, перечисляется основное оборудование, выбранное на станции, принятые схемные решения (см. П.3).
1. Выбор типа и конструкции синхронных генераторов
Для выработки электрической энергии на электрической станции применяют синхронные генераторы трехфазного переменного тока. Номинальную мощность генераторов Рном. г выбирают в соответствии с номинальной мощностью турбин Рном. т.
В соответствии с заданием на станции установлены турбины: (привести типы турбин и полную их расшифровку). Выбор турбогенераторов осуществляется исходя из условия

Рном. г
· Р ном. т

Тип турбогенератора выбираем по [9], с. 182; [10], с. 76–113.
Данные генераторов приведены в табл. 1.
Таблица 1
Технические данные турбогенераторов

Тип турбогенератора
Частота вращения, об/мин
Номинальное значение
Сверхпереходное индуктивное сопротивление хd, отн.ед.
Система возбуждения
Охлаждение



Мощности, МВ
·А
сos
·
Тока статора, кА
Напряжения статора, кВ
КПД, (


Обмоток статора
Обмоток ротора
Стали статора















Примечание: (расшифровка буквенных обозначений системы возбуж-дения, охлаждения генератора).
Система возбуждения (описание конструкции).
Система охлаждения обмоток статора, ротора, стали статора (описание конструкций).
Построение графиков выработки активной мощности генераторами (для каждой турбины) и графиков нагрузки потребителей (см. П.3).





2. Разработка вариантов структурной схемы электростанции
электроустановки
2.1. Основные положения по разработке структурной схемы
При выборе схем электроустановок должны учитываться следующие факторы:
– значение и роль электростанции для энергосистемы. Электростанции, работающие параллельно в энергосистеме, существенно различаются по своему назначению. Одни из них, базисные, несут основную нагрузку, другие, пиковые, работают неполные сутки во время максимальных нагрузок, третьи несут электрическую нагрузку, определяемую их тепловыми потребителями (ТЭЦ). Разное назначение электростанций определяет целесообразность применения разных схем электрических соединений в том случае, когда количество присоединений одно и то же.
Станции могут предназначаться для питания отдельных потребителей или крупного района, для связи частей энергосистемы или различных энергосистем. Роль станций определяет ее схему;
– положение электростанции в энергосистеме, схемы и напряжения прилегающих сетей. Шины высшего напряжения электростанций могут быть узловыми точками энергосистемы, осуществляя объединение на параллельную работу нескольких электростанций. В этом случае через шины происходит переток мощности из одной части энергосистемы в другую – транзит мощности. При выборе схем таких электроустановок в первую очередь учитывается необходимость сохранения транзита мощности. Схемы распределительных устройств 6–10 кВ зависят от схем электроснабжения потребителей: питания по одиночным или параллельным линиям, наличия резервных вводов у потребителей и т.п.;
– категория потребителей по степени надежности электроснабжения. Все электроприемники с точки зрения надежности электроснабжения разделяют на три категории;
– перспектива расширения и промежуточные этапы развития электростанции. Схема и компоновка распределительного устройства должны выбираться с учетом возможного увеличения количества присоединений при развитии энергосистемы. Поскольку строительство крупных электростанций ведется очередями, то при выборе схемы электроустановок учитывается количество агрегатов и линий, вводимых в первую, вторую, третью очереди и при окончательном ее развитии.
Для выбора схемы важно учесть количество линий высшего и среднего напряжения, степень их ответственности, поэтому на различных этапах развития энергосистемы схема может быть разной.
Поэтапное развитие схемы электростанции не должно сопровождаться коренными переделками. Это возможно лишь в том случае, когда при выборе схемы учитываются перспективы ее развития.
При выборе схем электроустановок учитывается допустимый уровень токов КЗ. При необходимости решаются вопросы секционирования сетей, деления электроустановки на независимо работающие части, установки специальных токоограничивающих устройств.
Из сложного комплекса предъявляемых условий, влияющих на выбор главной схемы электроустановки, можно выделить основные требования к схемам:
– надежность электроснабжения потребителей;
– приспособленность к проведению ремонтных работ;
– оперативная гибкость электрической схемы;
– экономическая целесообразность.
Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов), распределения генераторов и нагрузки между распределительными устройствами разного напряжения и связи между этими РУ.

2.2. Характеристика предлагаемых вариантов структурной схемы проектируемой электроустановки

На рис. 1 показаны варианты структурных схем ТЭЦ. Если ТЭЦ сооружается вблизи потребителей электроэнергии на напряжении 6–10 кВ, то необходимо иметь распределительное устройство генераторного напряжения (ГРУ). Количество генераторов, присоединяемых к ГРУ, зависит от нагрузки 6–10 кВ. На рис. 1, а два генератора присоединены к ГРУ, а один, как правило, более мощный, – к распределительному устройству высокого напряжения (РУ ВН). Линии высокого напряжения, присоединенные к этому РУ, осуществляют связь с энергосистемой. При наличии вблизи ТЭЦ энергоемких производств питание может осуществляться по воздушным линиям 35–110 кВ. В этом случае на ТЭЦ предусматривается распределительное устройство среднего напряжения (рис. 1, б). Связь между распределительными устройствами разного напряжения осуществляется с помощью автотрансформаторов или трехобмоточных трансформаторов.
При незначительной нагрузке на напряжении 6–10 кВ целесообразно блочное соединение генераторов с повышающими трансформаторами без поперечной связи на генераторном напряжении. Это позволит уменьшить токи короткого замыкания и избежать сооружения дорогостоящего генераторного распределительного устройства. Потребители присоединяются к комплектному распределительному устройству. Более мощные генераторы присоединяются по блочной схеме к РУ ВН (рис. 1, в).


Рис. 1. Структурные схемы ТЭЦ

На рис. 2 показаны структурные схемы электростанций с пре-имущественным распределением электроэнергии на повышенном напряжении (КЭС, ГЭС, АЭС). Все генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами (рис. 2, а). Параллельная работа блоков осуществляется на высоком напряжении, где предусматривается распределительное устройство. Блочная схема может быть выполнена единичным блоком без генераторного выключателя, единичным блоком с генераторным выключателем, объединенным блоком или укрупненным блоком. Единичные и объединенные блоки применяются на тепловых и атомных электростанциях, укрупненные – на гидроэлектростанциях.
Установка генераторного выключателя как дополнительного элемента, снижает надежность энергоблока, но в целом приводит к уменьшению числа коммутаций в РУ повышенного напряжения и РУ собственных нужд, что повышает надежность этих РУ.
При наличии двух распределительных устройств высокого напряжения связь осуществляется автотрансформаторами связи (рис. 2, б) или блочными автотрансформаторами (рис. 2. в).
Более подробное описание вариантов схем приведено в [2], с. 345–360.
(Пример разработки вариантов схем приведен в П.3).



Рис. 2. Структурные схемы КЭС, ГЭС, АЭС


3. Выбор силовых трансформаторов
3.1. Выбор блочных трансформаторов (рис. 2)

Выбор трансформаторов включает в себя определение числа, типа и номинальной мощности. При блочной схеме соединения генератора с трансформатором последний должен обеспечить выдачу мощности генератора в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности нагрузки собственных нужд, подключенной на отпайке от генератора:

Sном. т
· 13 EMBED Equation.3 1415,

где Рсн – нагрузка на собственные нужды.
Нагрузка на собственные нужды зависит от типа электроустановки, вида топлива, мощности генератора и определяется исходя из условия:

Рсн = Рном. г · К,

где Рном. г – номинальная мощность генератора, МВт,
К – нагрузка на собственные нужды, (. Определяется по [2], с. 369, табл. 5.1; [10], с. 20.
Тип трансформатора выбираем по [9], с. 200; [10], с. 113–165.
Данные трансформаторы приведены в табл. 2.




Таблица 2
Параметры силовых трансформаторов

Тип
трансформатора
S,
МВА
Uн ,кВ
Потери, кВт
Uк, (



ВН
НН
Рхх
Ркз










Примечание: (расшифровка обозначения типа трансформатора).

На станциях с укрупненными блоками расчет мощности блочных трансформаторов производится по вышеприведенной формуле с учетом мощности двух генераторов, подключенных к трансформатору. Подключение собственных нужд отпайкой к каждому генератору необходимо обосновать.

3.2. Выбор трансформаторов, имеющих нагрузку на генераторном напряжении (рис. 1, в)
Для ТЭЦ, имеющих на ответвлении к блоку присоединение нагрузки собственных нужд и местную нагрузку на генераторном напряжении, которая имеет свой график нагрузки,

Sном. т
· 13 EMBED Equation.3 1415,

где РМНmin – минимальная местная нагрузка на генераторном напряжении.

3.3. Выбор трансформаторов связи (рис. 1, а, б)

Для ТЭЦ, имеющих генераторное распределительное устройство (ГРУ), выбор трансформаторов связи определяется по максимальному перетоку между ГРУ и РУ ВН. Максимальный переток определяется по наиболее тяжелому режиму:

Sном. т
· 13 EMBED Equation.3 1415

Значения РМН подставляются в соответствии с графиками местной нагрузки для зимнего и летнего периодов.
Рассматриваются режимы работы:
– нормальный режим зимой (вместо номинальной мощности генераторов подставляется значение вырабатываемой мощности по зимнему графику генераторами, подключенными к ГРУ);
– нормальный режим летом (вместо номинальной мощности генераторов подставляется значение вырабатываемой мощности по летнему графику генераторами, подключенными к ГРУ);
– аварийный режим зимой, когда происходит отключение одного генератора, подключенного к ГРУ (оставшиеся генераторы работают с номинальной мощностью);
– аварийный режим летом, когда генераторы вырабатывают номинальную мощность в течении суток до устранения аварии;
(например, турбина ПТ-80/100 при аварии в системе зимой и летом работает с мощностью 80 МВт 24 часа в сутки до устранения аварии).
Для выбора трансформаторов берется наибольшая мощность в этих режимах.

3.4. Выбор автотрансформаторов связи (рис. 2, б)
Выбор автотрансформаторов связи, включенных между РУ высокого и среднего напряжения, осуществляется на основе расчета перетоков между этими РУ в нормальном и аварийных режимах.
Мощность автотрансформаторов выбирается по максимальному перетоку между РУ ВН и РУ СН, который определяется по наиболее тяжелому режиму

Sном. т
· 13 EMBED Equation.3 1415,

где
· Рном. г – суммарная мощность генераторов, подключенных к РУ СН; Рсн – мощность собственных нужд генераторов, подключенных к РУ СН; Рнагр – мощность нагрузки на среднем напряжении (для ТЭЦ на среднем и на генераторном напряжении); n – число автотрансформаторов.
При выборе числа АТС учитывают, во-первых, требуемую надежность электроснабжения потребителей сети СН, а во-вторых, допустимость изолированной работы блоков на РУ СН.
Если нарушение связи на РУ высшего и среднего напряжений влечет за собой недоотпуск электроэнергии потребителям или окажется, что минимальная нагрузка сети СН ниже технологического минимума по мощности отделившихся блоков, то предусматривают два АТС.
Установка двух АТС обязательна в следующих случаях:
– если АТС работает в реверсивном режиме в течение суток;
– если с РУ СН на РУ ВН передается мощность, превышающая мощ-ность резерва системы;
– если потеря одного АТС приведет к отключению блока, под-ключенного к РУ СН, из-за избытка мощности.
В нормальном режиме вместо
·Рг подставляются значения вырабатываемой мощности генераторов, подключенных по блочной схеме к РУ СН по летнему и зимнему графику выработки электроэнергии генераторов.
В качестве аварийных режимов рассматривается авария в системе летом, когда генераторы вырабатывают номинальную мощность в течение суток до устранения аварии и отключение одного из генераторов зимой, подключенного к РУ СН. В этих режимах все рассуждения относительно значения мощностей генераторов, подставляемых в формулу, аналогичные как для трансформаторов связи.
Значения РМН подставляют из графиков местной нагрузки для зимнего и летнего периодов (для КЭС значения равняются 0).
Если генераторы подключены к обмоткам низшего напряжения (третичным обмоткам) автотрансформаторов (рис. 2, в) и существуют перетоки мощности между РУ СН и РУ ВН, то в этом случае возникают комбинированные режимы работы автотрансформаторов. Автотрансфор-маторы в этом случае называют блочными (БАТ). В этом случае мощность автотрансформаторов рассчитывается по максимальной нагрузке одной из обмоток: третичной (обмотка низшего напряжения), последовательной (общей):

Sном. т
· 13 EMBED Equation.3 1415; Sном. т
· 13 EMBED Equation.3 1415; Sном. т
· 13 EMBED Equation.3 1415,

где Sном. т – номинальная мощность автотрансформатора; Sп – мощность последовательной обмотки автотрансформатора; Sо – мощность общей обмотки автотрансформатора; Sн.н – мощность третичной обмотки (обмотки низшего напряжения) автотрансформатора; Квыг – коэффициент выгодности авто-трансформатора.
Мощность последовательной обмотки автотрансформатора Sп определяется по формуле
Sп = Квыг·SСВ,

где SСВ =
·Sг русн –
·Sс.н.–
·SСН – мощность перетоков между РУВН и РУСН.
Последовательная обмотка будет работать в случае, если переток мощности SСВ будет со знаком «+», т.е. сумма мощностей генераторов, подключенных к РУ СН
·Sг русн –
·Sс.н будет меньше нагрузки на среднем напряжении SСН, т.е. переток идет в РУВН. Значение мощности перетока просчитывается для нормальных и аварийных режимов, описанных выше, и из них выбирается максимальное значение.
Мощность общей обмотки автотрансформатора Sо определяется по формуле

Sо = Квыг·SСВ + Sн.н,

Общая обмотка будет работать в случае, если переток мощности SСВ будет со знаком «–», т.е. сумма мощностей генераторов, подключенных к РУСН
·Sг.русн –
·Sс.н, будет меньше нагрузки на среднем напряжении SСН, т.е. переток идет в РУ СН. Значение мощности перетока просчитывается для нормальных и аварийных режимов, описанных выше, и выбирается максимальное значение.
Мощность третичной обмотки автотрансформатора (обмотки низшего напряжения) Sн.н определяется по номинальной мощности генератора, к которому подключена эта обмотка за вычетом мощности собственных нужд. Коэффициент выгодности Квыг определяется по формуле

Квыг = 13 EMBED Equation.3 1415,

где UВН и UСН – напряжения на РУ ВН и РУ СН.
По наибольшей мощности, определенной из расчетов по трем режимам, находим номинальную мощность автотрансформатора. Данные выбранных автотрансформаторов приводятся в табличной форме. Пример выбора силовых трансформаторов приведен в П.3.

4. Технико-экономическое сравнение вариантов структурных схем

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами:

З = рн·К + И + У,

где рн – нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12, 1/год; К – капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.; И – годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год; У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год.
Капиталовложения К при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии определяют по укрупненным показателям стоимости элементов схемы (силовых трансформаторов, ячеек РУ) [9].
И – годовые эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание электроустановки и потери в силовых трансформаторах, определяются по формуле

13 EMBED Equation.3 1415,

где ро, ра – отчисления на амортизацию и обслуживание, (, [10] , с. 549;
· – стоимость 1 кВт
·ч потерь электроэнергии, руб./(кВт
·ч);
·W – потери электроэнергии в силовых трансформаторах, кВт
·ч.
Расчет потерь электрической энергии в трансформаторах и авто-трансформаторах.
Годовые потери энергии в двухобмоточном трансформаторе, работающем по многоступенчатому графику, определяют следующим образом:
где Рх, Рк – потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора;
Nз , Nл – число рабочих суток в зимнем и летнем сезонах года;
Si, Sj – нагрузка i-й и j-й ступеней соответственно зимнего и летнего графика нагрузки;

· ti,
· tj – длительности ступеней;
n, m – количество ступеней в зимнем и летнем графиках.
Потери электроэнергии в автотрансформаторе определяются по формуле, кВтч:

·W = Px ·24·(Nз + Nл) +
+ Pк · Nз · [(Sнагр 1/Sном)2 · (t1+ t6) + (Sнагр 2/Sном)2 · t2 +
+ (Sнагр 3/Sном)2 · t3) + (Sнагр 4/Sном)2· t4 ) + (Sнагр 5/Sном)2· t5] +
+ Pк ·Nл · [(Sнагр 1/Sном)2 · (t1+ t4) + (Sнагр 2/Sном)2 · t2 +
+ (Sнагр 3/Sном)2 · t3)].

Потери электроэнергии в нескольких параллельно работающих трансформаторах:
·W =
·
·W.
Потери электроэнергии в трехфазных автотрансформаторах при условии, что мощность обмотки НН составляет 13 EMBED Equation.3 1415, определяются по формуле, где потери в обмотках ВН, СН, НН отнесены к номинальной мощности автотрансформатора:

13 EMBED Equation.3 1415

Определение народно-хозяйственного ущерба У и расчет показателей надежности

Расчет надежности должен учитывать: показатели надежности элементов, схему соединения элементов и возможные состояния схемы электроустановки.
Элементы электроустановок относятся к категории восстанавливаемых (ремонтируемых) изделий. Основными показателями надежности такого рода элементов являются частота отказов и среднее время восстановления.
Частота отказов (, 1/год оценивается средним числом отказов на единицу изделия в единицу времени (принимается равной 1 году). Среднее время восстановления 13 EMBED Equation.3 1415, ч/1 – это среднее время, необходимое для восстановления работоспособности элемента:

13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415,

где m – число отказов за Т лет наблюдений; n – число наблюдаемых единиц оборудования данного вида; ti – время, затраченное на восстановление работоспособности элемента после его i-го отказа.
Для оценки ремонтных состояний схемы необходимо знать показатели плановых ремонтов ее элементов. Такими показателями являются частота плановых ремонтов (, 1/год, и средняя продолжительность планового ремонта Тр, ч/1.
Показатели надежности основных элементов схем, учитываемых при расчете, приведены в [10], с. 487.
Отказ трансформатора блока приводит к аварийной потере мощности генератора на время восстановительного ремонта трансформатора. Такие последствия будут иметь место при всех состояниях структурной схемы, за исключением ремонтного состояния данного блока.
Соответственно среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему из-за отказов трансформатора единичного блока и генераторного выключателя определяются следующим образом:

13 EMBED Equation.3 1415,

где множитель 13 EMBED Equation.3 1415 учитывает график работы генератора (Туст – число часов использования установленной мощности генератора); 13 EMBED Equation.3 1415 – вероятность ремонтного состояния блока, определяемая следующим образом:

13 EMBED Equation.3 1415 ,

где 13 EMBED Equation.3 1415 – показатели ремонтируемого элемента (в данном случае энергоблока).
По известным графикам нагрузки генератора в зимние и летние сутки можно определить число часов использования установленной мощности, ч/год, по формуле:

13 EMBED Equation.3 1415,

где 13 EMBED Equation.3 1415 – электроэнергия, вырабатываемая генератором за зимние и летние сутки, кВт(ч; 13 EMBED Equation.3 1415 – число рабочих суток в зимнем и летнем сезонах (210 и 155 суток).
Среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему из-за отказов трансформатора связи и из-за отказа АТС определяется по следующим формулам:

13 EMBED Equation.3 1415,

где 13 EMBED Equation.3 1415 ,
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415.

Затем определяем суммарный среднегодовой недоотпуск электро-энергии в систему для каждого варианта структурных схем.
Все расчеты по определению вероятностей ремонтного состояния элементов q, числа часов использования установленной мощности Туст и недоотпуска электроэнергии в систему из-за отказов элементов
·Wг, а так же определение суммарного недоотпуска
·
·Wг приводятся в приложении.
Элементы схем в рассматриваемых вариантах совпадают, а потери электрической энергии из-за отказов трансформаторов связи не учитываются, так как вероятность выхода их из строя очень мала.

Результаты технико-экономического сравнения приведены в табл. 3.


Таблица 3
Основные составляющие приведенных затрат


Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3

К, тыс. руб.




И, тыс. руб.




У, тыс. руб.




3, тыс. руб.




3, (





Пример технико-экономического сравнения вариантов приведен в П.3.

5. Выбор схем распределительных устройств (РУ)

РУ  –  это электроустановка, предназначенная для приема и распре-деления электрической энергии на одном напряжении и содержащая коммутационные аппараты и соединяющие их сборные шины (секции шин), устройства управления и защиты.
Распределительные устройства станций характеризуются номинальным напряжением, числом и мощностью присоединенных генераторов, трансформаторов, мощностью, выдаваемой в сеть, числом линий, режимом работы и перспективой развития. Сборные шины могут быть одиночными, двойными, секционированными или вообще отсутствовать. Присоединения генераторов, трансформаторов и линий могут осуществляться различно, с разным количеством коммутационных аппаратов.
Отношение числа выключателей к числу присоединений в наиболее распространенных схемах находится в пределах от 1 до 2.
Для распределительных устройств с большим числом присоединений могут применяться различные схемы в зависимости от напряжений.
При напряжении 35–220 кВ:
– с двумя основными и третьей обходной системами шин, с одним выключателем на цепь; для РУ 35 кВ обходная система шин не предусматривается;
– с одной секционированной и обходной системами шин; для РУ 35 кВ обходная система шин не предусматривается;
– блочные схемы генератор-трансформатор-линия.
В РУ с двумя основными и третьей обходной системами шин, при числе присоединений (линий, трансформаторов) менее 12, – системы шин не секционируются; при числе присоединений от 12 до 16 секционируется выключателем на две части одна система шин и при большем числе присоединений секционируется выключателями на две части каждая из двух рабочих систем шин. При секционировании сборных шин в качестве обходного выключателя используется совмещенный обходной шино-соединительный выключатель.
На напряжениях 330–750 кВ:
– блочные генератор-трансформатор – ВЛ-РУ понижающей подстанции;
– с двумя системами шин, с 4 выключателями на 3 цепи;
– с двумя системами шин с 3 выключателями на 2 цепи;
– блочные схемы генератор-трансформатор-линия (ГТЛ) с уравнительно-обходным многоугольником;
– схема с одним или двумя многоугольниками с числом присоединений к каждому многоугольнику до шести включительно, объединенными двумя перемычками с выключателями в перемычках;
– другие схемы при надлежащем обосновании.
При наличии нескольких вариантов схем предпочтение отдается:
– более простому и экономичному варианту, как по конечной схеме, так и по этапам ее развития;
– варианту, по которому требуется наименьшее количество операций с выключателями и разъединителями РУ повышенного напряжения при режимных переключениях, выводе в ремонт отдельных цепей и при отключении поврежденных участков в аварийных режимах.
РУ генераторного напряжения выполняется, как правило, с одной системой шин, с применением КРУ и групповых сдвоенных реакторов для питания потребителей.
В отдельных случаях целесообразно питание потребителей на генераторном напряжении выполнить с помощью ответвлений от генераторов без их параллельной работы на шинах генераторного напряжения.
Выбор схемы РУ зависит от напряжения, количества присоединений (генераторов, линий, трансформаторов), вида воздушных линий, схемы подключения к питающей сети, мощности трансформаторов.
Для выбранных схем РУ дать техническую характеристику.

6. Разработка схемы собственных нужд

Электродвигатели собственных нужд применяются, как правило, асинхронные с короткозамкнутым ротором. Для крупных механизмов собственных нужд могут применяться синхронные двигатели.
Для питания мощных электродвигателей собственных нужд применяется напряжение 6
·10 кВ. Для остальных двигателей переменного тока собственных нужд применяется напряжение 0,4 или 0,66 кВ; сеть 0,4 кВ выполняется с заземленной нейтралью.
На электростанциях, на которых все генераторы включены на сборные шины генераторного напряжения, электроснабжение собственных нужд осуществляется от этих шин.
На электростанциях, на которых все генераторы включены по схеме блоков генератор-трансформатор, питание собственных нужд осуществляется путем устройства ответвлений от блока с установкой в цепях этих ответвлений реакторов или трансформаторов.
При наличии выключателя между генератором и трансформатором ответвление присоединяется между выключателем и трансформатором.
На электростанциях со смешанной схемой включения генераторов питание собственных нужд осуществляется частично от шин генераторного напряжения и частично от блоков генератор-трансформатор.
При питании собственных нужд от сборных шин генераторного напряжения и ответвлений от блоков генератор-трансформатор, резервный источник питания собственных нужд присоединяется, как правило, к шинам генераторного напряжения.
При питании собственных нужд только ответвлениями от блоков генератор-трансформатор резервный трансформатор собственных нужд присоединяется к сборным шинам РУ повышенного напряжения с низшим номинальным напряжением при условии, что эти шины могут получать электроэнергию от внешней сети при остановке генераторов станций, в том числе и через трехобмоточные трансформаторы (автотрансформаторы), соединенные в блок с генераторами. Резервный трансформатор может присоединяться к посторонним источникам питания, расположенным вблизи электростанции.
Резервные трансформаторы собственных нужд электростанций с блоками 160 МВт и более присоединяются к разным источникам питания (РУ разных напряжений, разные секции сборных шин РУ одного напря-жения, третичные обмотки автотрансформаторов).
Допускается присоединение резервных трансформаторов собственных нужд к обмотке среднего напряжения автотрансформаторов с установкой на ответвлении к резервному трансформатору собственных нужд отдельного выключателя.
Допустимо резервирование собственных нужд при помощи ответ-вления от блока генератор-трансформатор с установкой выключателя между генератором и трансформатором.
Распределительные устройства собственных нужд выполняются с одной системой сборных шин.
Число резервных трансформаторов принимается при наличии гене-раторных выключателей:
– один на каждые четыре блока (при этом первый РТСН устанавли-вается с первым блоком, второй – с пятым блоком).
При отсутствии генераторных выключателей в цепях всех генераторов:
– один, при числе блоков один и два;
– два, при числе блоков от трех до шести включительно;
– два, присоединенных к источнику питания, и один РТСН, не присоединенный к источнику питания, но установленный на фундаменте и готовый к перекатке при числе блоков семь и более.
Выбор рабочего трансформатора собственных нужд заключается в определении типа и номинальной мощности трансформатора. Мощность трансформатора определяется исходя из условия:

Sном. т
· Рс. н ·Кс ,
где Рс.н – мощность, потребляемая собственными нуждами, МВА, определена в п.3. 1; Кс – коэффициент спроса, определяется по [2] с. 369, табл. 5.1.
Тип трансформатора выбираем по [9], с. 200; [10], с. 113–165.
Данные выбранных трансформаторов собственных нужд приводятся в таблице.
Резервные трансформаторы выбираются в зависимости от принятой схемы собственных нужд.
Мощность каждого резервного трансформатора собственных нужд на блочных электростанциях без генераторных выключателей должна обеспечить замену рабочего трансформатора одного энергоблока и одновременный пуск или аварийная остановка второго энергоблока. Если точный перечень потребителей собственных нужд в таком режиме неизвестен, то мощность резервного трансформатора собственных нужд выбирается на ступень больше, чем рабочего. Если в схемах энергоблоков установлены генераторные выключатели, то мощность резервных трансформаторов принимается равной мощности рабочих трансформаторов.
Для поддержания необходимого уровня напряжения на шинах собственных нужд трансформаторы имеют РПН. Применение трансформаторов с расщепленной обмоткой и раздельная работа секций 6 кВ приводят к ограничению тока короткого замыкания до такого значения, которое позволяет применить ячейки комплектного распределительного устройства.
На ТЭЦ неблочного типа (с поперечными связями по пару) выбирается один резервный источник 6 кВ на каждые шесть рабочих трансформаторов или линий.
Схемы питания собственных нужд АЭС и ГЭС более полно описаны в [2] с. 375–385.

7. Расчет токов короткого замыкания

Для проверки аппаратов и токоведущих частей по термической и электродинамической стойкости, для проверки выключателей по отключающей способности необходимо определить следующие токи трехфазного короткого замыкания:
Iпо – действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени t = 0. Этот ток необходим для определения теплового воздействия тока КЗ;
iу  – ударный ток для проверки шин и аппаратов на электродинамическую стойкость;
Iп
· – действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени
·;

· – мгновенное значение апериодической составляющей тока КЗ в момент времени
·.
Расчет производится в следующей последовательности:
– на основании структурной схемы электроустановки, с учетом принятых схем электрических соединений и режима работы электрооборудования выполняется расчетная схема, на которой указываются все расчетные токи короткого замыкания, среднее напряжение на шинах и параметры оборудования;
– составляется схема замещения и производится расчет индуктивных сопротивлений в относительных единицах, относительно базовой мощности;
– производятся преобразования схемы замещения относительно точек короткого замыкания к наиболее простому виду;
– определяются по закону Ома токи короткого замыкания.
Под расчетной схемой электроустановки понимают упрощенную однолинейную схему установки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на ток КЗ и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов.
На расчетной схеме намечаются точки КЗ, в которых необходимо провести расчет токов КЗ. Точка КЗ намечается на сборных шинах того напряжения, к которым подключено присоединение (линия, трансформатор, генератор), в цепи которого следует произвести выбор электрических аппаратов и токоведущих частей.
На сборных шинах расчетной схемы электроустановки указывают величины средних напряжений Uср, кВ, согласно шкале: 770; 515; 340; 230; 154; 115; 37; 24; 20; 18; 15,75; 13,8; 10,5; 6,3; 3,15.
Номинальные параметры берутся из каталожных данных электрооборудования, средние значения удельных сопротивлений линий электропередачи xуд можно взять из табл. 3.1 [2], с. 98.
Схемой замещения называют электрическую схему, соответствующую по исходным данным расчетной схеме, но в которой все магнитные (трансформаторные) связи заменены электрическими. Схемы замещения элементов электрической схемы и формулы для расчета индуктивных сопротивлений приведены в табл. 3.4 [2] с. 104. Каждому сопротивлению схемы замещения присваивается свой номер, который сохраняется за ним до конца расчета. За базовую мощность можно принять любую величину. Для удобства расчета сопротивлений чаще всего принимают Sб = 1000 МВА.
Преобразование схемы замещения осуществляется для получения простейшего вида схемы.
Преобразование идет от источников питания к месту короткого замыкания так, чтобы между источником и точкой КЗ осталось одно сопротивление.
При этом используются известные правила последовательного и параллельного сложения сопротивлений, преобразования треугольника сопротивлений в звезду и обратно и т.п.
Расчет токов КЗ – процесс трудоемкий, требующий внимания при произведении расчетов и анализа получаемых результатов, поэтому расчет этот удобно производить в табличной форме (табл. 4).
Значения сверхпереходной ЭДС Е приведены в табл. 3.2 [2] с. 99, ударного коэффициента Ку и постоянной времени затухания Та в табл. 3.6, 3.7 [2], с.110–111.

Таблица 4
Таблица расчета токов трехфазного короткого замыкания

Точка КЗ
К-1
К-2
К-3

Базовая мощность S, МВА




Среднее напряжение Uср, кВ




Источник




Номинальная мощность, S ном, МВА




Результирующее сопротивление Х рез




Базовый ток I б = S б/13 EMBED Equation.3 1415Uср, кА




Е




Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ
I по = E
· I б / х рез , кА




Ударный коэффициент К уд




Ударный ток iу = 13 EMBED Equation.3 1415I по К уд , кА




Время размыкания цепи КЗ дугогасительными контактами выключателя

· = (0,01 + t с.в. отк), с




Номинальный ток источника
I ном.ист = S ном.ист /13 EMBED Equation.3 1415Uср, кА




I по / I ном.ист





·




Периодическая составляющая тока КЗ I п
· ,= I по ·
· , кА




Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ Та, с




е –
· /Tа




Апериодическая составляющая тока КЗ i а
· = 13 EMBED Equation.3 1415 I по е –
· /Та , кА




Результаты расчета токов короткого замыкания необходимо привести в табличной форме (табл. 5).
Таблица 5
Сводная таблица результатов расчета токов трехфазного КЗ

Точка КЗ
U ср, кВ
Источники
I по
I п
·
I а
·
I уд
13 EMBED Equation.3 1415Iп
· +I а
·





























8. Выбор аппаратов и проводников

8.1. Выбор коммутационных аппаратов

В электрических установках основным коммутационным аппаратом является выключатель.
Выключатель служит для включения и отключения токов, протекающих в нормальных и аварийных режимах работы электроустановки: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелые условия работы выключателя возникают при отключении токов КЗ и включении на существующее короткое замыкание. Выключатели высокого напряжения должны длительно выдерживать номинальный ток и номинальное напряжение.
Типы выключателей, используемых для коммутации электрических цепей: маломасляные (для цепей генераторов), воздушные, элегазовые, вакуумные.
При выборе выключателей необходимо учесть 12 различных параметров, но так как заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость параметров, допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам:
– напряжению;
– длительному току;
– отключающей способности периодической и апериодической состав-ляющих или полного тока;
– включающей способности;
– электродинамической стойкости;
– термической стойкости.
При выборе типов выключателей следует руководствоваться следующим:
– в ОРУ 110
·750 кВ следует предусматривать элегазовые выклю-чатели, которые должны обеспечивать работоспособность во всем требуемом диапазоне температур;
– в ОРУ 35 кВ должны предусматриваться элегазовые или вакуумные выключатели;
– в РУ 6, 10 кВ должны предусматриваться шкафы КРУ с вакуумными или элегазовыми выключателями.
Условия выбора выключателей:
1. По напряжению установки: U уст
· Uном.
2. По длительному току: Iнорм
· Iном; Imах
· Iном.
3. По отключающей способности: Iп
·
· Iотк.ном; iа
·
· iа.ном.
4. По электродинамической стойкости: Iпо
· Iпр.с; iу
· iпр.с.
5. По термической стойкости: Bк = I2по ( (tотк + Та)
· I2т tт ,
где Вк – тепловой импульс тока короткого замыкания, кА2(с;
tотк – время отключения, складывается из времени действия основной релейной защиты tрз (0,1 с) и резервной защиты в цепи генераторов 60 МВт и выше (4 с) и полного времени отключения выключателя tов;
Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с, определяется по [2] с. 110, табл. 3.6.
Тип выключателя выбираем по [9], с. 222; [10], с. 228.
При ремонтных работах в электроустановке, между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт, необходим видимый разрыв для безопасности персонала. Этот видимый разрыв создает разъединитель.
Разъединитель – это контактный коммутационный аппарат, пред-назначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током.
Условия выбора разъединителей [2]:
1. По напряжению установки: Uуст
· Uном.
2. По току: Iнорм
· Iном; Imах
· Iном.
3. По конструкции, роду установки.
4. По электродинамической стойкости: Iпо
· Iпр.с; iу
· iпр.с.
5. По термической стойкости: Bк
· I2т tт .
Тип разъединителя выбираем по [9], с. 222; [10], с. 228.
Выбор выключателей, разъединителей удобнее производить в табличной форме (табл. 6).
Таблица 6
Расчетные и каталожные данные аппаратов

Расчетные данные
Выключатель
ВМТ-110Б-25 УХЛ1
Разъединитель
РГН-110/1000 УХЛ1

Uуст = 110 кВ
U ном = 110 кВ
Uном = 110 кВ

I mах = 294 А
I ном = 1000 А
Iном = 1000 А

I п
· = 8,64 кА
I откл.ном = 25 кА


i а
· = 3,03 кА
Iа.ном =13 EMBED Equation.3 1415
·нормI откл.ном/100


I по = 8,914 кА
I дин = 25 кА


i уд = 21,26 кА
i дин = 65 кА
i дин = 80кА

Вк = I2по (tотк+Та)= = 17,48 кА2
· с
I2тер tтер = 20 2
·3 = 1200 кА2
· с
I2тер tтер = 31,5 2
·3 = = 2976 кА2·с

8.2. Выбор проводников в основных цепях станции

Основное оборудование электроустановок (генераторы, трансфор-маторы) и аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки.
Основные типы проводников:
– жесткие шины;
– силовые кабели;
– комплектные пофазно-экранированные токопроводы;
– шинные мосты;
– гибкие сталеалюминиевые провода;
– гибкие токопроводы.
Токоведущие части в цепях 35 кВ и выше выполняются из гибких сталеалюминиевых проводов. В цепях присоединений ошиновка выбирается по нагреву в длительном режиме Imax
· Iдоп, но с учетом условия образования короны.
Не рекомендуется применять сталеалюминиевые провода меньшего сечения, чем:
АС-70/11 (АС-95/16) на 110 кВ;
АС-300/39 (АС-400/22) на 220 кВ;
2АС-600/72 на 330 кВ;
3АС-600/72 на 500 кВ.
Выбранное сечение на термическую стойкость можно не проверять, так как ошиновка выполняется голыми проводами, находящимися на открытом воздухе.
Необходимость проверки гибких проводов на электродинамическое действие токов КЗ (на схлестывании) выясняется, сравнив расчетные значения токов КЗ (начального периодического тока) с допустимым током 20 кА.
Для принятого стандартного сечения гибких шин выполняется проверка по условиям короны

1,07 Е
· 0,9 Е0,

где Е0 – критическая напряженность кВ/см; Е – напряженность вокруг провода, кВ/см.
Расстояние между фазами на гирляндах подвесных изоляторов: 1,5 м на 35 кВ; 3,0 м на 110 кВ; 4,0 м на 220 кВ; 4,5 м на 330 кВ; 6,0 м на 500 кВ.
Выбор и проверку токоведущих частей удобно производить в табличной форме. Значения эквивалентного радиуса и коэффициента, учитывающего число проводов в фазе, необходимые для расчета напряженности электрического поля, приведены в табл. 4.5 [2].
В блоке генератор-трансформатор участок от выводов трансформатора до стены главного корпуса и отпайка к трансформатору собственных нужд выполняется комплектным пофазно-экранированным токопроводом. В цепи от трансформатора собственных нужд до РУ собственных нужд применяется закрытый токопровод 6 кВ.
Комплектный пофазно-экранированный токопровод выбирается:
– по типу генератора;
– по номинальному напряжению Uуст
· Uном;
– номинальному току Imах
· Iном;
– проверяется на электродинамическую стойкость iу
· iдин.
Тип токопровода выбираем по [10], с. 539.

8.3. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Для контроля за режимом работы на станции необходимо выбрать контрольно-измерительные приборы. Перечень и места установки приборов приведены в табл. 4.8 [2], с. 277. Вместо индукционных счетчиков активной и реактивной энергии желательно применять современные электропроцессорные счетчики, выполняющие, кроме учета электроэнергии и мощности, множество дополнительных сервисных функций.
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения производится в основных цепях станции. Проверка по токам короткого замыкания и вторичной нагрузке производится в наиболее загруженных цепях, как правило, в цепях генераторов.
В цепи каждого присоединения устанавливается один или несколько измерительных трансформаторов тока, которые используются для подключения цепей измерительных приборов, устройств релейной защиты и автоматики.
Для этих целей используются:
– трансформаторы тока, встроенные во вводы силовых трансфор-маторов;
– трансформаторы тока, встроенные во вводы высоковольтных выключателей (баковых);
– трансформаторы тока наружной установки, устанавливаемые в ячейках ОРУ;
– трансформаторы тока, встроенные в ячейки КРУ или КРУН. Тип этих трансформаторов тока определяется принятой серией КРУ (ТЛМ, ТОЛ, ТШЛ, ТЛШ).
Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для определения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Условия выбора трансформатора тока:
По напряжению установки: Uуст
· Uном.
По току: Imах
· Iном.
По конструкции и классу точности.
4. По электродинамической стойкости: iy
· 13 EMBED Equation.3 1415· Iном· kэд.
5. По термической стойкости: Bк
· I2т tт .
6. По вторичной нагрузке: Z2
· Zzном .
Подсчет вторичной нагрузки от измерительных приборов удобно выполнить в табличной форме, но предварительно необходимо привести для проверки схему подключения приборов к трансформаторам тока. Примеры подключения контрольно-измерительных приборов приведены на рис.8.17–8.22, с. 476 [6]. Потребляемая мощность обмоток измерительных приборов указана в табл. 6.26 [6].
В трехпроводных сетях токовые обмотки ваттметров, варметров, двухэлементных счетчиков активной энергии подключаются в фазы А и С. Трехэлементные счетчики реактивной энергии могут подключаться к трансформаторам тока в двух или трех фазах. Счетчики для учета активной и реактивной энергии, например, «Меркурий-230АR», подключаются в три фазы.
Проверка по вторичной нагрузке трансформаторов тока сводится к выбору марки и сечения контрольного кабеля и проводится в следующей последовательности:
– расчет сопротивления приборов по наиболее загруженной фазе:

rприб =13 EMBED Equation.3 1415, Ом;

с учетом переходных сопротивлений контактов rк определяется допустимое сопротивление контрольных кабелей:

rпр = rном2 – rприб –rк, Ом

и рассчитывается допустимое сечение контрольного кабеля

13 EMBED Equation.3 1415 мм2,
где lрасч – расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформатора тока:
lрасч = 2l – при включении приборов в одну фазу;
lрасч = 13 EMBED Equation.3 1415l – при включении приборов в две фазы;
lрасч = l – при включении приборов в три фазы;

· – удельное сопротивление материала проводника (медь –  0,0175 Ом мм2/м; алюминий – 0,0283 Ом мм2/м). Провода с медными жилами применяются во вторичных цепях мощных электростанций с генераторами 100 МВт и более.
По рассчитанному значению q выбирается ближайшее стандартное сечение qстанд.
В качестве контрольных кабелей рекомендуются многожильные кабели марок АКРВГ, АКРВБ, АКРВБГ, АКРНГ, АКВВН и другие с алюминиевыми жилами и КРВГ, КРВБ, КРВБГ, КРНГ, КВВГ, и другие с медными жилами. По условию механической прочности для токовых цепей минимальное сечение медных жил принимается 2,5 мм2, алюминиевых – 4 мм2.

Типоразмеры контрольных кабелей:
КРВГ и др. (2,5 мм2) – 4; 5; 7; 10; 14; 19; 37 жил;
КРВГ и др. (4 мм2, 6 мм2) – 4; 7; 10 жил;
АКРВГ и др. (4 мм2,6 мм2,10 мм2) – 4; 7; 10 жил.
По условиям монтажа цепей вторичной коммутации рекомендуется применять кабели с медными жилами сечением не более 4 мм2, а с алюминиевыми – не более 6 мм2.
Определяется действительная нагрузка на трансформатор тока:

13 EMBED Equation.3 1415 , Ом

Вычертить схему подключения контрольно-измерительных приборов с учетом требований ГОСТа.
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартной величины 100 или 100/13 EMBED Equation.3 1415В, и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Условие выбора трансформатора напряжения:
По напряжению установки: Uуст
· Uном.
По конструкции и схеме соединения обмоток.
По классу точности.
По вторичной нагрузке: S2
·
· Sном,
где Sном – номинальная мощность в выбранном классе точности;
S2
· – нагрузка всех измерительных приборов, присоединенных к трансформатору напряжения:

S2
· = 13 EMBED Equation.3 1415

Тип измерительных трансформаторов выбираем по [10], с. 228.


















ЛИТЕРАТУРА

Основная
1. Основы современной энергетики: Учебник для вузов. В 2-х т. / Под общ. ред. чл.-корр. РАН Е.В. Аметистова. – 4-е изд., перераб. и доп. – Т.2: Современная электроэнергетика / Под ред. А.П. Бурмана, В.А. Строева. – М.: МЭИ, 2008.
2. Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций / Л.Д. Рожкова. – 4-е изд. – М.: Издательский центр «Академия», 2007.
3. Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования: Учеб. пособие для студ. высш. учеб. заведений / Под ред. И.П. Крючкова и В.А. Старшинова. – М.: Издательский центр «Академия», 2005.

Дополнительная
4. Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: Справочник / Г.Н.Ополева. – М.: ИД «ФОРУМ»: ИНФРА-М, 2008.
5. Электрическая часть станций и подстанций / А.А. Васильев, И.П. Крючков и др. / Под ред. А.А. Васильева. – М.: Энергоатомиздат, 1990.
6. Капранова Г.А. Электрическая часть станций и подстанций: Конспект лекций по курсу «Техника ЭЧС» / Г.А. Капранова. – Изд. КГЭИ, 2000.
7. ПУЭ 6-е и 7-е изд. – СПб.: Издательство ДЕАН, 2008.
8. Нормы технологического проектирования тепловых электростанций и тепловых сетей ВНТП – 4-е изд. – М.: НИИ Теплоэлектропроект, 1988.
9. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005.
10. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. пособие для вузов / Б.Н.неклепаев, И.П.Крючков. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989.








ПРИЛОЖЕНИЕ 1

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Казанский государственный энергетический университет»






Курсовой проект
по дисциплине

«Электрическая часть электростанций и подстанций»

Тема: Проектирование электрической части ТЭЦ (КЭС, АЭС, ГЭС) мощностью . МВт






Группа __________

Студент __________

Преподаватель ____________







Казань 2012
ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Задание на курсовой проект (пример)

Тип станции: ТЭЦ-450 МВт.
Тип турбин: 2xТ-110/120+2xПТ-60/80+Р-50.
ТЭЦ предназначена для тепло- и электроснабжения. Станция выдаёт электрическую энергию на напряжениях 110,10 кВ и связана с энергосистемой при помощи ЛЭП на напряжение 220 кВ.
Вид топлива: основное – газ, резервное – мазут.
Местоположение ТЭЦ в энергосистеме.

13 EMBED AutoCAD.Drawing.17 1415
Данные энергосистемы: S = 9000 МВ А, Xc = 0,9, L = 200 км.
Графики нагрузок:


13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415
13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415


Рис. 1. Суточный график выработки Рис. 2. Суточный график потребле-
активной мощности генераторами ния активной мощности по сети
ТЭЦ 110 кВ



13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415

Рис. 3 Суточный график потребления активной мощности по сети 10 кВ















ПРИЛОЖЕНИЕ 3
Паспорт станции

Тип и мощность станции: ТЭЦ-450 МВт.
Связь с энергосистемой на напряжении 220 кВ по двум воздушным линиям. Параметры системы: мощность 2400 МВА, сопротивление 0,65. От шин 110 кВ отходят 4 воздушные линии в районную сеть, на 10 кВ получает питание местная нагрузка.
Расположение: Республика Татарстан, г. Набережные Челны.
Топливо: основное – газ, резервное – мазут.
Система технического водоснабжения: оборотное с градирнями.
Турбины: 2 x Т-110/120+2 х ПТ-60/80+Р-50.
Турбогенераторы типа ТВФ–110/120 и ТВФ-63-2У3. Генераторы имеют высокочастотную систему возбуждения, водородную систему охлаждения.
Блочные силовые трансформаторы типа ТДЦ-80000/110 и ТДЦ-125000/220 и автотрансформаторы связи типа АТДЦТН-125000/220/110.
Трансформаторы собственных нужд: ТДНС-10000/10, ТМНС-6300/10,
ТДН-10000/110.
Распределительные устройства:
На высокое напряжение 220 кВ – схема с двумя рабочими и обходной системами шин с отдельными шиносоединительным и обходным выключателями. На среднее напряжение 110 кВ – схема с одной секционированной и обходной системами шин с отдельными секционным и обходным выключателями.
Электрические аппараты и проводники напряжением выше 1 кВ:
– выключатели: элегазовые ВГУ-220-45У1, ВГУ-110-45У1, мало-масляные МГГ-20-90У3, вакуумные ВВЭ-М-10;
– разъединители: для наружной установки РНДЗ-2-220/1000У1, РНДЗ-2-110/1000У1, внутренней установки РВП-20/12500УЗ, РВРЗ.1- 20/8000У3;
– проводники: гибкие сталеалюминиевые провода АС-300/48, комплект-ный пофазно-экранированный токопровод ТЭКН-20-10000-300, ГРТЕ-10-8550-250; жесткие шины ША 60х6;
– измерительные трансформаторы тока: наружной установки ТФЗМ-220-УI, встроенные ТШЛ-10, ТШЛ-20, ТЛ-10, ТЛ-20;
– измерительные трансформаторы напряжения: наружной установки НКФ-220, внутренней установки ЗНОЛ-10, ЗНОМ-20, НАМИ-10.
Распределительные устройства 220 и 110 кВ выполнены открытого типа, собственных нужд 6 кВ – комплектного типа внутренней установки со шкафами типа К-104 М.
1. Выбор типа и конструкции синхронных генераторов

Для выработки электроэнергии на ТЭЦ используют синхронные турбогенераторы трехфазного переменного тока. Номинальная мощность турбогенераторов 13 EMBED Equation.3 1415выбирается в соответствии с номинальной мощностью турбин 13 EMBED Equation.3 1415, исходя из условия:

13 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415.

На проектируемой ТЭЦ установлено 5 турбин:
– 2 турбины Т-110/120 – теплофикационная, предназначена для город-ских ТЭЦ без промышленных потребителей, отбор пара идет на снабжение коммунально-бытовой нагрузки;
– 2 турбины ПТ-60/80 – с двумя теплофикационными отборами пара с промышленными и с отопительными; предназначены для промышленных ТЭЦ;
– 1 турбина Р-50 – с противодавлением.
Для турбин Т-110/120 выбираем генераторы типа ТВФ-120-2.
Для турбин ПТ-60/80 и Р-50 выбираем генераторы типа ТВФ-63-2У3.
Основные данные выбранных генераторов занесены в табл. 1.

Таблица 1
Основные параметры генераторов

Тип генератора
Sном ,
МВА
Сos
·
Iном , кА
Uном , кВ
Ном. частота вращения,
об/мин
13 EMBED Equation.3 1415, о.е.

ТВФ-120-2У3
125
0,8
6,87
10,5
3000
0,192

ТВФ-63-2У3
78,75
0,8
4,33
10,5
3000
0,153


ТВФ-120-2У3 – турбогенератор с водородным форсированным охлаждением. Статор генератора имеет косвенное водородное охлаждение, а ротор – непосредственное водородное, когда водород подается внутрь полых проводников со стороны торцевой части ротора.
Система возбуждения – высокочастотная, возбуждение от машинного возбудителя переменного тока повышенной частоты, соединенного непосредственно с валом генератора через отдельно стоящее выпрямительное устройство.
Переводим графики нагрузок (рис. 1, 2, 3) из относительных единиц в абсолютные (МВт):
13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415
13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415

Рис. 1. Суточный график выработки Рис. 2. Суточный график потребления
активной мощности генераторами ТЭЦ активной мощности по сети 110 кВ

13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415
Рис. 3. Суточный график потребления активной мощности по сети 10 кВ

Определим долю выработки электроэнергии каждым генератором ТЭЦ:

13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415
13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415


Рис. 4. Суточный график выработки Рис. 5. Суточный график выработки
активной мощности турбиной активной мощности турбиной
Т-110/120 ПТ-60/80
13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415

Рис. 6. Суточный график выработки активной мощности турбиной Р-50

2. Разработка вариантов структурных схем ТЭЦ (3 варианта)

Общие принципы при разработке структурной схемы

Структурная схема теплоэлектроцентрали зависит от единичной и суммарной мощности агрегатов и от соотношения суммарной генераторной мощности и минимальной мощности местной нагрузки.
Схемы электрических соединений ТЭЦ с турбогенераторами мощностью до 110 МВт могут выполняться с шинами генераторного распределительного устройства (ГРУ). Число агрегатов обычно не превышает трех-четырех. При большей мощности турбогенераторов схемы ТЭЦ выполняются блочного типа. Питание потребителей электрической энергии осуществляется отпайкой от блока генератор-трансформатор путем подключения потребительских трансформаторов или реакторов. Схемы ТЭЦ смешанного типа содержат как блоки генератор-трансформатор, так и генераторы, подключенные к шинам ГРУ и имеющие связь с системой через трансформаторы связи .
При наличии местной нагрузки не только на генераторном, но и на среднем напряжении (110 кВ) структурная схема выполняется с авто-трансформаторами связи.
Исходя из требований надежности теплоснабжения потребителей, применяют только единичные блоки: отказ элементов объединенного или укрупненного блока привел бы к потере двух теплофикационных блоков и возможному при этом ограничению теплоснабжения потребителей. Это условие справедливо для современных мощных ТЭЦ с агрегатами 100 и 250 МВт, которые сооружаются для тепло- и электроснабжения больших городов и крупных промышленных предприятий.
Питание близлежащих районов нагрузки может осуществляться ответвлением от генераторов нескольких блоков через реактор (генераторное напряжение 10,5 кВ). Ответвление выполняют между генераторным выключателем и блочным трансформатором. Это повышает надежность электроснабжения местных потребителей, так как при наиболее вероятных повреждениях в технологической части блока отключается генераторный выключатель, а питание местной нагрузки сохраняется через блочный трансформатор.
Нагрузка потребителей электроэнергии, генераторов станции и С.Н. при проектировании ТЭЦ может задаваться двумя способами. При первом способе нагрузка задается суточными графиками (зимним и летним), при втором способе – параметрами, характеризующими графики нагрузки.
Для ТЭЦ предпочтительнее характеризовать нагрузку соответствующими графиками известных потребителей электроэнергии

13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415

Рис. 7. Структурная схема ТЭЦ (1 вариант)

13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415
Рис. 8. Структурная схема ТЭЦ (2 вариант)
13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415

Рис. 9. Структурная схема ТЭЦ (3 вариант)

3. Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов

3.1. Выбор трансформаторов

Выбор трансформаторов для схемы 1 варианта:

13 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415МВА.

Для 13 EMBED Equation.3 1415: 13 EMBED Equation.3 1415 МВА.

Выбираем трансформаторы марки: ТДН-80000/110.

Для 13 EMBED Equation.3 1415: 13 EMBED Equation.3 1415 МВА.

Выбираем трансформаторы марки: ТДЦ-80000/110.

Для 13 EMBED Equation.3 1415: 13 EMBED Equation.3 1415 МВА.

Выбираем трансформатор марки: ТД-80000/220.

Выбор трансформаторов для схемы 2 варианта:
Трансформаторы связи 13 EMBED Equation.3 1415 выбираются по 4 расчетным режимам:
Нормальный режим зимой:

13 EMBED Mathcad 1415




Нормальный режим летом:






Авария в системе летом:






Отключение одного генератора зимой от ГРУ:






По максимальной мощности 13 EMBED Equation.3 1415 аварии в системе летом выбираем трансформатор типа: ТДЦН-125000/110.
Для 13 EMBED Equation.3 1415: 13 EMBED Equation.3 1415 МВА.
Выбираем трансформаторы марки: ТДЦ-80000/110.
Для 13 EMBED Equation.3 1415: 13 EMBED Equation.3 1415 МВА.
Выбираем трансформатор марки: ТД-80000/220.

Выбор трансформаторов для схемы 3 варианта:
Для 13 EMBED Equation.3 1415: 13 EMBED Equation.3 1415 МВА.
Выбираем трансформаторы марки: ТДН-80000/110.
Для 13 EMBED Equation.3 1415:
Выбираем трансформаторы марки: ТДЦ-125000/110.
Для 13 EMBED Equation.3 1415: 13 EMBED Equation.3 1415 МВА.
Выбираем трансформаторы марки: ТДЦ-80000/110.
Для 13 EMBED Equation.3 1415: 13 EMBED Equation.3 1415 МВА.
Выбираем трансформатор марки: ТД-80000/220.
Выбор автотрансформаторов для схемы 1 варианта:

13 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415

1). Нормальный режим зимой:






2). Нормальный режим летом:





3). Авария в системе летом:





4). Отключение одного генератора зимой от РУ СН:






По максимальному перетоку13 EMBED Equation.3 1415 аварии в системе летом выбираем автотрансформатор типа: АТДЦТН-125000/220/110.
Так как количество блоков на РУ СН в вариантах одинаковое, то для схемы 2 и 3 выбираем автотрансформаторы той же марки.
Основные параметры трансформаторов приведены в табл. 2.


Таблица 2

Основные параметры трансформаторов

Тип
трансформатора
Sном.,
МВА
Напряжения
обм., кВ
Потери, кВт
13 EMBED Equation.3 1415, (
Iхх , (



ВН
СН
НН
Рхх
Рк
ВН-СН
ВН-НН
СН-НН


ТДЦ- 80000/110
80
121
-
10,5
85
310
-
11
-
0,6

ТДН -80000/110
80
115
-
10,5
58
310
-
10,5
-
0,45

ТДЦ - 125000/110
125
121
-
10,5
120
400
-
10,5
-
0,55

ТДЦН-125000/110
125
115
-
10,5
105
400
-
11
30
0,55

АТДЦТН-125000/220/110
125
230
121
38,5
65
315
11
45
28
0,4

ТД - 80000/220
80
242
-
10,5
79
315
-
11
-
0,45


Типы выбранных трансформаторов и автотрансформаторов по вариантам сведем в табл. 3.

Таблица 3

Типы выбранных трансформаторов и автотрансформаторов по вариантам


Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3

ТДЦ- 80000/110
Т3, Т4
Т3, Т4
Т5, Т6

ТДЦ -125000/110


Т3, Т4

ТДН -80000/110
Т1, Т2
-
Т1, Т2

ТД -80000/220
Т5
Т5
Т7


ТДЦН -125000/110
-
Т1, Т2
-

АТДЦТН-125000/220/110

АТC1, АТC2


АТC1, АТC2


АТC1, АТC2








4. Технико-экономическое сравнение вариантов схем

Для каждого варианта структурной схемы проектируемой электростанции определяют: капиталовложения в ту часть проектируемого объекта, которая связана с варьируемыми присоединениями структурной схемы; потери энергии в трансформаторах за расчетный год; математическое ожидание недоотпущенной генераторами в систему электроэнергии M(
·Wг) из-за отказов в элементах структурной схемы и ущерб. Затем на основании этих основных показателей по формуле вычисляют значение целевой функции приведенных затрат З, которая дает комплексную количественную оценку экономичности и надежности сопоставляемых вариантов структурной схемы.
Расчетная стоимость трансформатора характеризует полные капитальные затраты – ее определяют умножением заводской стоимости трансформатора на коэффициент
·, учитывающий дополнительные расходы на его доставку, строительную часть и монтаж. Значение этого коэффициента зависит от уровня высшего напряжения, мощности и исполнения трансформатора и лежит в диапазоне от 1,3 до 2,0. В расчетную стоимость ячейки входит не только стоимость электрических аппаратов присоединения (выключателя, разъединителей, трансформатора тока, ошиновки), но и стоимость строительно-монтажных работ.
Надежность сравниваемых вариантов структурной схемы обычно неодинакова. Поэтому приведенные затраты надо рассчитывать по полной форме, включая ущерб от ненадежности структурной схемы.
Для каждого варианта структурной схемы районной электростанции рассчитываются недоотпуск электроэнергии в систему и соответствующий ущерб от отказов трансформаторов (автотрансформаторов) блоков. Последствия от нарушения связи между РУ ВН и РУ СН учитывают лишь в тех случаях, когда они выражаются в аварийном снижении мощности энергоблоков или нарушении электроснабжения потребителей сети СН.
Технико-экономический расчет заключается в нахождении расчетных приведенных затрат:

З = 13 EMBED Equation.3 1415К + И + У (тыс. руб.),

где К – капиталовложения в трансформаторы, автотрансформаторы и ячейки РУ; И – издержки на обслуживание и амортизацию и потери в силовых трансформаторах; У – ущерб от недоотпуска электроэнергии.
Расчет капиталовложений для схемы 1:
13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415

Рис. 10. Структурная схема ТЭЦ (1 вариант)

Рассчитаем капиталовложения в трансформаторы и в авто-трансформаторы:

13 EMBED Equation.3 1415

где 13 EMBED Equation.3 1415– коэффициент монтажа.
13 EMBED Equation.3 1415

Рассчитаем капиталовложения в РУ:

13 EMBED Equation.3 1415
= 724900 тыс. руб.
13 EMBED Equation.3 14152200000 тыс. руб.
Расчет издержек для схемы 1:

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415– издержки на обслуживание ТЭЦ.
13 EMBED Equation.3 1415– амортизационные издержки.
13 EMBED Equation.3 1415– издержки на потерю электроэнергии в трансформаторах и автотрансформаторах.
13 EMBED Equation.3 141544000 тыс. руб.
13 EMBED Equation.3 1415140800 тыс. руб.
13 EMBED Equation.3 1415, тыс. руб.
Рассчитаем 13 EMBED Equation.3 1415для автотрансформаторов:

13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
Рассчитаем 13 EMBED Equation.3 1415 для трансформаторов 13 EMBED Equation.3 1415:

13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415

Рис. 11. Графики нагрузок трансформаторов 13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415Рассчитаем 13 EMBED Equation.3 1415для трансформаторов13 EMBED Equation.3 1415в соответствии с графиками нагрузок трансформаторов (рис. 12):


13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415

Рис. 12. Графики нагрузок трансформаторов 13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
Рассчитаем 13 EMBED Equation.3 1415для трансформатора 13 EMBED Equation.3 1415 в соответствии с графиками нагрузок трансформатора (рис. 13.):

13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415

Рис. 13. Графики нагрузок трансформатора 13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

Потери во всех трансформаторах:

13 EMBED Equation.3 1415

Суммарные издержки:

13 EMBED Equation.3 1415194841,15 тыс. руб/год.

Ущерб от недоотпуска электроэнергии:

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

Для 13 EMBED Equation.3 1415:

13 EMBED Equation.3 14156526,3 ч.

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415


Для 13 EMBED Equation.3 1415:

13 EMBED Equation.3 14155650,48 ч.

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

Для 13 EMBED Equation.3 1415:

13 EMBED Equation.3 14154708,73 ч.

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

Для 13 EMBED Equation.3 1415:

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 14151230,73 ч.

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 141533,6.

13 EMBED Equation.3 14150,004.

13 EMBED Equation.3 1415

Тогда:

13 EMBED Equation.3 1415
Расчет капиталовложений для схемы 2 варианта:

13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415

Рис. 14. Структурная схема ТЭЦ (2 вариант)

Капиталовложения в трансформаторы и в автотрансформаторы:

13 EMBED Equation.3 1415

Капиталовложения в РУ:
13 EMBED Equation.3 1415
= 819800 тыс. руб.

13 EMBED Equation.3 14152504900 тыс. руб.
Расчет издержек для схемы 2 варианта:

13 EMBED Equation.3 1415.

13 EMBED Equation.3 1415 – издержки на обслуживание ТЭЦ.
13 EMBED Equation.3 1415 – амортизационные издержки.
13 EMBED Equation.3 1415 – издержки на потерю электроэнергии в трансформаторах и автотрансформаторах.
13 EMBED Equation.3 141550098 тыс. руб.
13 EMBED Equation.3 1415160313.6 тыс. руб.
13 EMBED Equation.3 1415, тыс. руб.
Рассчитаем 13 EMBED Equation.3 1415для автотрансформаторов:
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415

Рассчитаем 13 EMBED Equation.3 1415для трансформаторов 13 EMBED Equation.3 1415:

13 EMBED Equation.3 1415
Рассчитаем 13 EMBED Equation.3 1415для трансформаторов13 EMBED Equation.3 1415:
13 EMBED Equation.3 1415
Рассчитаем 13 EMBED Equation.3 1415для трансформатора 13 EMBED Equation.3 1415:
13 EMBED Equation.3 1415
Потери во всех трансформаторах:

13 EMBED Equation.3 1415

Суммарные издержки:

13 EMBED Equation.3 1415220696.33 тыс. руб/год.

Ущерб от недоотпуска электроэнергии:

Для 13 EMBED Equation.3 1415:
13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 14152392.72 ч.

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 141518,3;
13 EMBED Equation.3 14150,004;
13 EMBED Equation.3 1415

Для 13 EMBED Equation.3 1415:
13 EMBED Equation.3 14155650,48 ч.
13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

Для 13 EMBED Equation.3 1415:

13 EMBED Equation.3 14154708,73 ч.

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

Для 13 EMBED Equation.3 1415:
13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 14151230,73 ч.

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415 33,6.

13 EMBED Equation.3 14150,004.

13 EMBED Equation.3 1415

Тогда:

13 EMBED Equation.3 1415

Расчет капиталовложений для схемы 3 варианта:

13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415

Рис.15. Структурная схема ТЭЦ (3 вариант)

Капиталовложения в трансформаторы и в автотрансформаторы:

13 EMBED Equation.3 1415
=1895100 тыс. руб.
Капиталовложения в РУ:

13 EMBED Equation.3 1415 839300 тыс. руб.
13 EMBED Equation.3 1415 2734400 тыс. руб.
Издержки для схемы 3 варианта:

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415– издержки на обслуживание ТЭЦ.
13 EMBED Equation.3 1415– амортизационные издержки.
13 EMBED Equation.3 1415– издержки на потерю электроэнергии в трансформаторах и автотрансформаторах.

13 EMBED Equation.3 1415 54688 тыс. руб.
13 EMBED Equation.3 1415 175001.6 тыс. руб.
13 EMBED Equation.3 1415, тыс. руб.

Рассчитаем 13 EMBED Equation.3 1415для автотрансформаторов:
13 EMBED Equation.3 1415.
13 EMBED Equation.3 1415.
Рассчитаем 13 EMBED Equation.3 1415для трансформаторов 13 EMBED Equation.3 1415на основе графиков нагрузок трансформаторов (рис. 16):
13 EMBED Equation.3 141513 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415

Рис. 16. Графики нагрузок трансформаторов 13 EMBED Equation.3 1415.

Рассчитаем 13 EMBED Equation.3 1415для трансформаторов 13 EMBED Equation.3 1415 на основе графиков нагрузок трансформаторов (рис. 17):

13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415

Рис. 17. Графики нагрузок трансформаторов 13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

Рассчитаем 13 EMBED Equation.3 1415для трансформаторов13 EMBED Equation.3 1415:
13 EMBED Equation.3 1415
Рассчитаем 13 EMBED Equation.3 1415для трансформатора 13 EMBED Equation.3 1415:
13 EMBED Equation.3 1415

Потери во всех трансформаторах:

13 EMBED Equation.3 1415

Суммарные издержки равны:

13 EMBED Equation.3 1415 247961.64 тыс. руб/год.

Ущерб от недоотпуска электроэнергии:

Для 13 EMBED Equation.3 1415:

13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415 9355.13 ч.

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 141533,79.

13 EMBED Equation.3 1415 0,004.

13 EMBED Equation.3 1415

Для 13 EMBED Equation.3 1415:

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415 6526.3 ч.

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415;

13 EMBED Equation.3 1415.
Для 13 EMBED Equation.3 1415:

13 EMBED Equation.3 14155650,48 ч.

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415;
13 EMBED Equation.3 1415.
Для 13 EMBED Equation.3 1415:

13 EMBED Equation.3 14154708,73 ч;

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415;

13 EMBED Equation.3 1415.

Для 13 EMBED Equation.3 1415:
13 EMBED Equation.3 1415;

13 EMBED Equation.3 14151230,73 ч;

13 EMBED Equation.3 1415


13 EMBED Equation.3 141533,6;

13 EMBED Equation.3 14150,004;

13 EMBED Equation.3 1415


Тогда:

13 EMBED Equation.3 1415

Таблица 4

Результаты технико-экономического расчета


Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3

Капиталовложения, тыс. руб
2200000
2504900
2734400

Издержки,
тыс. руб/год
194841.15
220696.33
247961.64

Приведенные затраты, тыс. руб/год
460876,53
100 %
522195,4
113 %
578713,9
125 %


Вывод: Для дальнейшего расчета выбираем схему 1 варианта.

5. Выбор схем распределительных устройств

На основании НТП на стороне ВН (220кВ) выбираем схему РУ с двумя рабочими и обходной системами шин (рис. 18).
Рассмотрим два варианта схем:
13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415
13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415


Рис. 18. Схема с двумя рабочими и обходной системами шин

а) установка отдельных обходного и шиносоединительного выклю-чателей;
б) схема с совмещенным обходным и шиносоединительным выклю-чателем.
При необходимости использования ШСОВ по прямому назначению надо отключить его, разделив тем самым рабочие системы шин, затем отключить разъединитель и воспользоваться обходным выключателем.
Если размыкание шин недопустимо вследствие возможности нарушения параллельной работы источников питания, то предварительно переводят все присоединения на одну систему шин. Чем больше присоединений к СШ, тем больше операций необходимо произвести для освобождения обходного выключателя и тем больше времени он будет занят для замены выключателей присоединений, поэтому отказ от отдельного шиносоединительного выключателя допускается при числе присоединений не более семи и мощности агрегатов меньше 160 МВт.
Установка отдельного ШСВ обеспечивает большую оперативную гибкость, но увеличивает капитальные затраты.
Недостатки схемы с двумя рабочими и обходной системами шин следующие:
– отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенной к данной СШ, а если в работе находится одна СШ, отключаются все присоединения.
Ликвидация аварии затягивается, т.к. все операции по переходу с одной системы шин на другую производятся разъединителями.
Если источниками питания являются мощные блоки турбогенератор-трансформатор, то пуск их после сброса нагрузки на время более 30 мин. может занять несколько часов;
– повреждение ШСВ равноценно КЗ на обеих системах шин, т.е. приводит к отключению всех присоединений;
– большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;
– необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.
Вывод: выбираем первый вариант схемы, т.к. в схеме с объединенным ШСОВ надежность ниже. При эксплуатации такой схемы с большой вероятностью возможны ошибочные переключения разъединителями, производимые обслуживающим персоналом.
Установка отдельного ШСВ обеспечивает большую гибкость схемы.
Выбор электрической схемы РУ на стороне среднего напряжения (110 кВ).
Схему распределительного устройства 110 кВ выбираем с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь.
Всего в схеме 11 присоединений (4 воздушные линии 110 кВ, 4 блока, два АТС и резервный ТСН). Вариант с объединенным ШСОВ не рассматриваем по тем же причинам, по которым исключили данный вариант для РУ 220 кВ.
Рассмотрим два варианта:
 а) установка отдельных ШСВ и ОВ (рис. 19 а);
б) присоединение блоков через два выключателя (рис. 19 б).

13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415
а)
13 EMBED AutoCAD.Drawing.18 1415
б)

Рис. 19. Схема с двумя рабочими и обходной системой шин

В первом варианте схемы в нормальном режиме половина линий и трансформаторов присоединена к одной системе шин и другая половина – ко второй системе шин; при этом ШСВ включен и обеспечивает параллельную работу всех присоединений. В этой схеме при отказе одного из выключателей присоединений теряется половина цепей с сохранением в работе другой половины, а в случае отказа ШСВ теряются все присоединения. При ремонте ШСВ для сохранения параллельной работы всех цепей необходимо перевести все цепи на одну систему шин (при этом увеличивается опасность потери всего РУ), либо перейти на раздельную работу двух систем шин с их присоединениями, что может представить затруднения в питании сети и привести к увеличению потерь энергии в линиях и трансформаторах из-за неодинаковой загрузки последних.
При числе присоединений 11 и менее рабочие сборные шины не секционируются, а при большем числе присоединений секционируются, каждая из двух рабочих систем сборных шин.
В РУ с двумя системами сборных шин каждое присоединение подключается через выключатель и два шинных разъединителя. Разъединители служат для изоляции выключателя от сборных шин при его ремонте, а также для переключения цепей с одной системы шин на другую без перерыва в их работе. Линейные разъединители предусмотрены в присоединениях, где это необходимо для безопасного ремонта выключателей. Шиносоединительный выключатель в нормальном режиме замкнут. Исключения из этого правила могут быть сделаны только в целях ограничения тока КЗ.
Для защиты сборных шин применяют дифференциальную токовую защиту, обеспечивающую селективное отключение повреждений системы шин. При этом вторая система шин с соответствующими источниками энергии и нагрузкой остается в работе. Работа на одной системе сборных шин допускается только временно при ремонте другой системы шин. В это относительно короткое время надежность РУ снижается.
Достоинство рассматриваемой схемы с двумя системами сборных шин заключается в следующем:
– возможность периодического ремонта сборных шин без перерыва в работе присоединений;
– возможность деления системы на две части в целях повышения надежности электроснабжения или ограничения тока КЗ;
Второй вариант схемы более надежен, так как функцию ШСВ играют два последовательно включенных выключателя в блоке.
Таким образом подключаются два блока, что исключает недостаток схемы (рис. 19 а), где при отказе ШСВ гасится все распределительное устройство.
Вывод: выбираем первый вариант схемы, так как в схеме с присоединением блока через два выключателя увеличиваются капитальные затраты и эта схема подключения рекомендуется только для блоков 500 МВт и выше и автотрансформаторов связи мощностью 500 МВА.

6. Разработка схемы собственных нужд

Основным потребителем электрической энергии в системе собственных нужд (с.н.) электростанций являются электродвигатели – привод рабочих машин и механизмов (насосов, вентиляторов, мельниц и т.д.). Применяются в основном асинхронные двигатели трехфазного переменного тока, которые составляют ориентировочно 90 % всей нагрузки СН электростанции. Могут применяться также асинхронные электродвигатели с фазным ротором, синхронные электродвигатели и регулируемый электропривод, когда это необходимо по условиям технологического процесса. Другими потребителями электрической энергии на станции являются электросветильники, обогревательные устройства, сварочные агрегаты и пр.
Рабочее питание всех видов электроприемников с.н., включая и особо ответственные, осуществляют путем отбора мощности на генераторном напряжении главной электрической схемы с помощью понижающих трансформаторов.
Для электроснабжения с.н. тепловых электростанций, как правило, применяют напряжение 6 кВ и 0,4 кВ, причем от РУ 6 кВ питают электродвигатели мощностью 200 кВт и более. При распределении электродвигателей между напряжениями 6 и 0,4 кВ учитывают, что:
– двигатели мощностью менее 200 кВт на 6 кВ в 1,5–2,3 раза дороже двигателей на 0,4 кВ при прочих одинаковых параметрах;
– применение электродвигателей мощностью более 200 кВт на напряжение 0,4 кВ потребовало бы кабелей больших сечений.
Распределительное устройство СН выполняют с одной секционированной системой шин с одним выключателем на присоединение.
Резервное питание ответственных и неответственных электроприемников с.н. обеспечивают также отбором мощности от главной электрической схемы при соблюдении условия, что места присоединения цепей резервного питания должны быть независимы от мест присоединения цепей рабочего питания. Для особо ответственных потребителей СН предусматривают дополнительный, независимый источник энергии.
Выбираем схему подключения ТСН – по одному рабочему ТСН, подключенному к ответвлению от генератора. Резервные ТСН подключаем к РУ среднего напряжения и обмотке НН автотрансформаторов связи.
Номинальную мощность рабочих трансформаторов с.н. (ТСН) выбирают в соответствии с их расчетной нагрузкой. С учетом повышения требований надежности, предъявляемых к системе С.Н. электростанций, перегрузка рабочих ТСН не допускается. Расчетная мощность ТСН определяется суммой мощностей всех электроприемников, которые подключены к данному трансформатору.
Выбор мощности ТСН осуществляется по формуле:

13 EMBED Equation.3 1415
В цепи генератора ТВФ-120-2У3:

13 EMBED Equation.3 1415

В цепи генератора ТВФ-63-2У3:

13 EMBED Equation.3 1415

Для ТВФ-120-2У3 выбираем трансформаторы марки: ТДНС-10000/10.
Для ТВФ-63-2У3 выбираем трансформатор марки: ТМНС-6300/10.
При наличии генераторных выключателей РТСН выбирается такой же мощности, как и ТСН. Выбираем РТСН марки: ТДН-10000/110.
Число пускорезервных трансформаторов выбирают в зависимости от числа энергоблоков: при шести энергоблоках с генераторными выключателями – один РТСН, подключенный к сборным шинам 110 кВ и второй РТСН, не присоединенный к источнику, но готовый к замене любого рабочего трансформатора с.н.
Основные данные трансформаторов приведены в таблице 5.

Таблица 5

Основные данные трансформаторов собственных нужд

Тип трансформатора
Sном, МВА
Uвн, кВ
Uнн, кВ
Рх, кВт
Рк, кВт
Uк, (

ТДНС
10
10,5
6,3
12
60
8

ТМНС
6,3
10,5
6,3
8
46,5
8

ТДН
10
115
6,3
14
58
10,5













ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Заключение

В соответствии с заданием (номер задания 21) выполнен курсовой проект, представленный на 40 страницах пояснительной записки (включает 20 рисунков, 9 таблиц) и 2 листах графической части формата А1.
В курсовом проекте произведен расчет теплофикационной электрической станции мощностью 450 МВт. Станция предназначена для тепло и электроснабжения крупного промышленного центра.
На станции установлены 2 теплофикационные турбины с промышленным отбором пара типа ПТ-60/80, 2 теплофикационные турбины Т-110/120 и турбина Р-50. Топливо – газ. Место строительства: Республика Татарстан, г. Набережные Челны. Система технического водоснабжения: оборотное с градирнями.
Для заданного типа турбин были выбраны турбогенераторы: для турбин Т-110/120 выбираем генераторы типа ТВФ-120-2, для турбины ПТ-60/80 и Р- 50 выбираем генератор типа ТВФ-63-2У3.
Связь с энергосистемой на напряжении 220 кВ по двум воздушным линиям. Параметры системы: мощность 2400 МВА, сопротивление 0,65. От шин 110 кВ отходят 4 воздушные линии в районную сеть, на 10 кВ получает питание местная нагрузка.
В проекте выбраны турбогенераторы типа ТВФ-110/120 и ТВФ-63-2У3. Генераторы имеют высокочастотную систему возбуждения, водородную систему охлаждения.
Разработаны 3 варианта структурных схем станции. Выбраны блочные силовые трансформаторы типа ТДЦ-80000/110 и ТДЦ-125000/220 и автотрансформаторы связи типа АТДЦТН-125000/220/110.
Произведен расчет приведенных затрат по капитальным затратам, издержкам на обслуживание, амортизацию и потери в силовых трансформаторах и ущербу от недоотпуска электроэнергии. Выбрана схема с минимальными приведенными затратами (первый вариант).
В соответствии с рекомендациями НТП выбрана схема распределительных устройств. На высокое напряжение 220 кВ выбрана схема с двумя рабочими и обходной системами шин с отдельными шиносоединительным и обходным выключателями. На среднее напряжение 110 кВ выбрана схема с одной секционированной и обходной системами шин с отдельными секционным и обходным выключателями.
В соответствии с НТП разработана схема собственных нужд станции. Выбраны рабочие и резервные трансформаторы собственных нужд типа ТДН-10000/35, ТДН-6300/35; ТДН-10000/115.
Произведен расчет токов трехфазного короткого замыкания для 5 точек: на шинах 220 кВ, шинах 110 кВ, генераторном напряжении 18 и 15,75 кВ, секции собственных нужд 6 кВ.
Выбраны электрические аппараты и проводники напряжением выше 1 кВ:
– элегазовые выключатели: ВГУ-220-45У1, ВГУ-110-45У1, маломасляные МГГ-20-90У3, вакуумные ВВЭ-М-10;
– разъединители: для наружной установки РНДЗ-2-220/1000У1, РНДЗ-2-110/1000У1, внутренней установки РВП-20/12500УЗ, РВРЗ.1-20/8000У3;
– проводники: гибкие сталеалюминиевые провода АС-300/48, комплектный пофазно-экранированный токопровод ТЭКН-20-10000-300, ГРТЕ-10-8550-250; жесткие шины ША 60х6;
– измерительные трансформаторы тока: наружной установки ТФЗМ-220-УI, встроенные ТШЛ-10, ТШЛ-20, ТЛ-10.ТЛ-20;
– измерительные трансформаторы напряжения: наружной установки НКФ-220, внутренней установки ЗНОЛ-10, ЗНОМ-20, НАМИ-10. Выбраны контрольно-измерительные приборы для основных цепей станции.
Распределительные устройства 220 и 110 кВ выполнены открытого типа, собственных нужд 6 кВ – комплектного типа внутренней установки со шкафами типа К-104 М.
Все технические решения приведены в графической части: листы 1, 2.















СОДЕРЖАНИЕ

Общие рекомендации к выполнению курсового проекта. . . . . . . . . . . . .
3

Методические указания к выполнению курсового проекта. . . . . . . . . . . .
7

Литература . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
31

Приложение 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
34

Приложение 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
35

Приложение 3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
38

Приложение 4 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
71































ДЛЯ ЗАМЕТОК










































Учебное издание






ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ


Методические указания к выполнению курсового проекта
Для студентов очной и очно-заочной форм обучения

Составители:
Миронова Елена Анатольевна,


Семененко Альфия Маратовна



Кафедра электрических станций КГЭУ


Редактор издательского отдела А.В. Заяц
Компьютерная верстка А.В. Заяц

Подписано в печать Формат 60х84/16. Бумага «Business». Гарнитура «Times». Вид печати РОМ.
Усл. печ. 4,42 л. Уч.-изд. 4,90 л. Тираж 1000 экз. Заказ №

Издательство КГЭУ, 420066, Казань, Красносельская, 51
Типография КГЭУ, 420066, Казань, Красносельская, 51










13PAGE 15


13 PAGE \* MERGEFORMAT 14215


13PAGE 15















































































































































































































































13 EMBED Equation.3 1415



















































Приложенные файлы

  • doc 17428271
    Размер файла: 5 MB Загрузок: 1

Добавить комментарий