Пояснительная записка (1).pdf ЭЧС

Рисунок 1.5 – Годовой график перетока активной мощности через автотрансформаторы АТ1,2

Продолжительность использования максимальной нагрузки автотрансформаторов связи АТ1,2 определяется по формуле (1.16):

Продолжительность максимальных потерь автотрансформаторов связи АТ1,2 определяется по формуле (1.15):

Потери электроэнергии в автотрансформаторах связи АТ1,2 определяются по формуле (1.17):

Продолжительность работы блочных трансформаторов Т1,2 и Т3 определяется по формуле (1.14):

TT1,2 =8760 −7 24 =8592 ч.;

TT 3 = 8760 −4 24 = 8664 ч.

Потери электроэнергии в блочных трансформаторах Т1,2 и Т3 определяются по формуле (1.13):

WT1,2 = 207 8592 +600 235,3 2 8592 = 6345,3 103 кВт·ч.;250

WT 3 = 200 8664 +640 235,2503 2 8664 = 6644,8 103 кВт·ч.

Суммарные потери электроэнергии в трансформаторах для первого варианта структурной схемы станции равны:

W1 = (1847 + 2 6345,3 +6644,8) 103 = 21182, 4 103 кВт·ч.

1.5.2 Определение потерь электроэнергии в трансформаторах для второго варианта структурной схемы станции

Для определения потерь электроэнергии в автотрансформаторах связи АТ1,2 заполняется таблица перетоков мощности через данные автотрансформаторы.

Таблица 1.6 – Значения перетоков мощности через автотрансформаторы связи АТ1,2

Рисунок 1.6 – Годовой график перетока активной мощности через автотрансформаторы АТ1,2

Продолжительность использования максимальной нагрузки автотрансформаторов связи АТ1,2 определяется по формуле (1.16):

Продолжительность максимальных потерь автотрансформаторов связи АТ1,2 определяется по формуле (1.15):

Потери электроэнергии в автотрансформаторах связи АТ1,2 определяются по формуле (1.17):

Потери электроэнергии в блочных трансформаторах Т1 и Т2,3, были определены в расчете потерь для второго варианта структурной схемы.

Суммарные потери электроэнергии в трансформаторах для третьего варианта структурной схемы станции равны:

W3 = (3924,9 +6345,3 + 2 6644,8) 103 = 23559,8 103 кВт·ч.

Стоимость потерь электроэнергии определяется по формуле (1.12):

ИW 1 = 3,5 21182, 4 103 = 74138, 4 тыс. руб.,

ИW 2 = 3,5 23559,8 103 =82459,3 тыс. руб.

Дисконтированные издержки ДИ,тыс. руб., определяются по формуле:

Исходя из критерия минимума дисконтированных издержек, для дальнейшего рассмотрения принимается второй вариант структурной схемы станции.

1.6 Выбор трансформаторов собственных нужд Мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН) определяется по мощности

где кс –коэффициент спроса, кс = 0,85 , для пылеугольных ГРЭС,

SСН 200 ≥ (16)2 +(9,92)2 0,85 =16, 2 МВ·А;

Выбираются трансформаторы собственных нужд ТРДНС-25000/15,8.

Распределительное устройство собственных нужд выполняется с одной системой сборных шин. Количество секций 6 кВ для блочных ТЭЦ принимается две на каждый энергоблок (при мощности блока более 160 МВт).Каждая секция присоединяется к рабочему ТСН. Присоединение ТСН выполняется отпайкой от пофазно-экранированного токопровода.

Резервное питание секций собственных нужд осуществляется автоматически от спаренных резервных магистралей, получающих питание от резервных трансформаторов собственных нужд. Поскольку блоки не имеют генераторных выключателей, и число блоков равняется трем, то согласно НТП в качестве резервных ТСН необходимо использовать пускорезервные ТСН, число которых принимается равным двум.

Резервные магистрали для увеличения гибкости и надежности секционируются выключателями через каждые два-три блока.

Резервные ТСН присоединяются к шинам среднего напряжения (110 кВ), поскольку они связаны через автотрансформатор с шинами ВН.Таким образом, один ПРТСН присоединяется к автотрансформатору АТ3 со стороны 110 кВ, другой – к шинам РУ 110

кВ.Если имеются РУ двух средних напряжении, то ПРТСН устанавливается на РУ СН с меньшим номинальным напряжением.

Номинальная мощность пускорезервного трансформатораSПРТСН ,МВ А,выбирается из условия

Следовательно, выбираются резервные трансформаторы типа ТРДНС–40000/110. Таблица 1.7− Параметры трансформаторов собственных нужд

1.7 Выбор и обоснование схем РУ всех напряжений

Выбор схемы РУ выполняется по ряду критериев, основными из которых являются: напряжение, количество присоединений, надежность схемы РУ при транзите электроэнергии и электроснабжении потребителей.

Для РУ 220 кВ с большим числом присоединений (РУ 220 кВ – 7 присоединений) применяется схема две системы сборных шин с обходной. Как правило, обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений. Такое распределение присоединений увеличивает надёжность схемы, так как при КЗ на шинах отключается шиносоединительный выключатель и только половина присоединений. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения половины присоединений определяется длительностью оперативных переключений.

Недостатками схемы являются:

1.Отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединённых к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения. Ликвидация аварии затягивается, так как все операции по переходу с одной системы шин на другую производятся разъединителями.

2.Повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, то есть приводит к отключению всех присоединений.

3.Большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ.

4.Необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

Для РУ 110кВ с большим числом присоединений (РУ 110 кВ – 10 присоединений) применяется схемадве системы сборных шин с обходной.

В качестве схемы СН 6 кВ применяется одна секционированная система сборных шин. Достоинствами схемы являются простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надежность, приКЗ на присоединении отключается только одна секция, а не вся система сборных шин. Однако схема обладает и рядом недостатков. При повреждении и последующем ремонте одной секции ответственные потребители, нормально питающиеся с обеих секций, остаются без резерва, а потребители, нерезервированные по сети, отключаются на все время ремонта.

Схема электрических соединений станции представлена на рисунке 1.7.

2 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей

2.1 Предварительный выбор конструкции распредустройства

В качестве ОРУ 110 и 220 кВ выбирается типовое с двумя рабочими системами сборных шин и обходной системой шин. Расстояния между токоведущими частями и от них до различных элементов РУ выбираются строго в соответствии с требованиями ПУЭ. Проводники расположены в трех ярусах. Ошиновка ОРУ выполняется гибкими неизолированными сталеалюминевыми проводами марки АС. Для крепления гибких шин предусматриваются порталы. Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами – стандартные, железобетонные. В данном распредустройстве используются разъединители поворотного типа с полюсным управлением. Выключатели расположены в один ряд вдоль дороги, необходимой для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Под силовыми трансформаторами предусмотрены маслоприемники, укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см, в аварийных случаях масло стекает в маслосборник. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладывают в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках подвешенных к конструкциям ОРУ. Все ОРУ ограждается.

2.2. Определение расчетных условий для выбора аппаратов и проводников по продолжительным режимам работы

Продолжительный режим работы электротехнического устройства – это режим, продолжающийся не менее, чем необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре охлаждающей среды.

Расчетными токами продолжительного режима является: Iнорм – наибольший ток нормального режима; I max – наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима.

Наибольший ток нормального режима генератораIGнорм , кА, определяется по формуле:

Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режимаIGmax , кА, определяется из условия работы генератора при снижении напряжения на 5% и соответственно

Токи нормального режима в обмотках блочного трансформатора IТнорм1 , кА, определяются номинальным током генератора в нормальном режиме:

IТнорм1(15,8) = IGнорм1 =8,625;

ITнорм1(220) = ITнорм1(15,8) nТ1 ;

ITнорм1(220) =8,625 15,24275 = 0,561;

IТнорм2,3(15,8) = IGнорм2,3 =8,625;

IАТmax1,2 , кА, допустимой перегрузкой в послеаварийном режиме при выходе из строя одного из автотрансформаторов по формуле:

ITmax1(220) = 9, 056 15,24275 = 0,589 .

Выполняется расчет для блочного трансформатора Т2,3:

IТmax2,3(15,8) = IGmax2,3 =9,056;

ITmax2,3(110) = ITmax2,3(15,8) nТ2,3 ;

ITmax2,3(110) = 9, 056 15,12175 =1,18 .

Выполняется расчет для автотрансформаторов связи АТ1,2:

IАТmax1,2(220) =1,4 0,55 =0,77;

IАТmax1,2(110) =1,4 0,95 =1,33.

Ток нормального режима ПРТСН на стороне 110 кВ по формуле (2.3):

ПРТСН не может быть нагружен мощностью больше номинальной, поэтому ток наиболее тяжелого режима не будет превышать тока нормального режима, то есть

IПРТСНнорм (ВН) = IПРТСНmax (ВН) =0,201кА.

Ток нормального режима ПРТСН на стороне НН по формуле (2.3):

Токи ЛЭП IЛЭПнорм , кА, определяются максимальной мощностью нагрузки по формуле:

Результаты расчетов токов по продолжительным режимам работы представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Значения токов для продолжительных режимов для трансформаторов и ЛЭП

2.3 Выбор выключателей и разъединителей

При выборе выключателей необходимо учесть 12 различных параметров, но, так как заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость параметров, то

допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам. Все условия выбора приводятся в таблицах.

На напряжение 220 кВ выбирается выключатель ВГT-220II-40/2500У1 и разъединитель РНДЗ.1-220/2000У1 и проверяются. Результаты проверки приводятся в таблице 2.4.

Таблица 2.4 – Выбор выключателей и разъединителей на напряжение 220 кВ

На напряжение 110 кВ выбирается выключатель ВГТ-110II-40/2500У1 и разъединитель РНДЗ.1-110/2000У1 и проверяются. Результаты проверки приводятся в таблице 2.5.

Таблица 2.5 – Выбор выключателей и разъединителей на напряжение 110 кВ

Таким образом, выбранные выключатели и разъединители удовлетворяют всем необходимым условиям, поэтому они могут быть приняты к установке на проектируемой электростанции.

2.4 Выбор шин, токопроводов, кабелей 2.4.1 Выбор гибких шин и ошиновки на напряжение 220 кВ