- •Проект электрической части тэц 250 мВт
- •4. Расчёт токов короткого замыкания 49
- •5. Выбор электрических аппаратов и проводников 64
- •6. Выбор схемы собственных нужд тэц 93
- •1. Введение
- •2. Обоснование выбора площадки для тэц и её компоновки
- •3. Выбор структурной схемы электрических соединений тэц
- •3.1. Постановка задачи
- •3.2. Характеристика схемы присоединения электростанции к электроэнергетической системе
- •3.3. Формирование вариантов структурной схемы тэц
- •3.4. Выбор количества, типа и мощности трансформаторов и автотрансформаторов структурных схем
- •3.4.1. Первый вариант
- •3.4.1.1. Осенне-зимний период
- •3.4.1.2. Весенне-летний период
- •3.4.1.3. Выбор трансформаторов и автотрансформаторов
- •3.4.2. Второй вариант
- •3.4.3. Третий вариант
- •3.4.5. Выбор источников питания собственных нужд
- •3.5. Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы тэц
- •3.5.1. Расчёт капиталовложений
- •3.5.2. Расчёт ежегодных расходов
- •3.5.3. Расчёт составляющей ущерба из-за отказа основного оборудования
- •3.5.4. Определение оптимального варианта структурной схемы тэц
- •3.6. Выбор схем распределительных устройств тэц с учётом ущерба от перерыва в электроснабжении и потери генерирующей мощности
- •3.6.1. Выбор схемы ру 110 кВ
- •Расчёт ущерба
- •Расчёт капиталовложений
- •Расчет издержек
- •Расчёт приведённых затрат
- •3.6.2. Выбор схемы ру 220 кВ
- •3.6.3. Выбор схемы гру 10 кВ
- •4. Расчёт токов короткого замыкания
- •4.1. Постановка задачи (цель и объём расчёта, вид кз)
- •4.2. Составление расчётной схемы сети
- •4.3. Составление схемы замещения
- •Расчёт эдс
- •Расчёт сопротивлений
- •4.4. Расчёт параметров токов короткого замыкания (Iп0, Iпτ, iу, iаτ) для точки k-1
- •4.5. Расчёт параметров токов короткого замыкания для последующих точек кз
- •4.6. Составление сводной таблицы результатов расчёта токов короткого замыкания
- •5. Выбор электрических аппаратов и проводников
- •5.1. Выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, расчёт конструкции сборных шин и связей между элементами ру и оборудованием на напряжении 220 кВ
- •5.1.1. Выбор выключателей и разъединителей
- •5.1.2. Выбор трансформаторов напряжения и тока
- •5.1.3. Выбор токоведущих частей
- •5.2. Выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, расчёт конструкции сборных шин и связей между элементами ру и оборудованием на напряжении 110 кВ
- •5.2.1. Выбор выключателей и разъединителей
- •5.2.2. Выбор трансформаторов напряжения и тока
- •5.2.3. Выбор токоведущих частей
- •5.3. Выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, расчёт конструкции сборных шин и связей между элементами ру и оборудованием на напряжении 6-10 кВ
- •5.3.1. Выбор токоограничивающих реакторов
- •5.3.2. Выбор выключателей и разъединителей
- •5.3.3. Выбор трансформаторов напряжения и тока
- •5.3.4. Выбор токоведущих частей
- •6. Выбор схемы собственных нужд тэц
- •6.1. Характеристика систем потребителей собственных нужд тэц
- •6.2. Выбор схемы рабочего и резервного питания собственных нужд
- •6.3. Выбор количества и мощности источников рабочего и резервного питания собственных нужд
- •7. Выбор средств ограничения тока короткого замыкания до заданного уровня в схеме проектируемой тэц
- •8. Источники оперативного тока
- •I – цепи управления и сигнализации; II – аварийное освещение и электродвигатели;
- •III – электромагниты включения.
- •9. Высокочастотные заградители
- •10. Современные средства защиты от перенапряжений
- •11. Заключение
- •Библиографический список
3.5.4. Определение оптимального варианта структурной схемы тэц
Подсчитаем приведенные затраты для каждого варианта схемы по формуле:
,
где:
К– капиталовложения, тыс. руб.;
И– годовые издержки, тыс. руб./год;
У– годовой ущерб от потери генерирующей мощности и от недоотпуска электроэнергии потребителям, тыс. руб./год;
EН– нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, 1/год. Согласно [16] стр. 545 для расчётов в электроэнергетике он равен 0,12.
Оформим результаты определения приведённых затрат в виде таблицы:
Таблица 6. Определение приведённых затрат
|
Вариант 1 |
Вариант 2 |
Вариант 3 |
Капитальные затраты К, тыс. руб. |
1545,3 |
1259,3 |
1488,4 |
Ущерб У, тыс. руб./год |
0 |
8,4 |
16,8 |
Годовые издержки И, тыс. руб./год |
165,19 |
136,464 |
165,44 |
Приведенные затраты З, тыс. руб./год |
350,626 |
295,98 |
360,85 |
Определим разницу в величине приведённых затрат:
.
Таким образом, разница в приведённых затратах между наиболее оптимальными первым и вторым вариантом составляет более 5%.
Таким образом, на основании технико-экономического сравнения к дальнейшему рассмотрению принимаем вариант 2 структурной схемы.
Рис. 16. Выбранный оптимальный вариант структурной схемы ТЭЦ
3.6. Выбор схем распределительных устройств тэц с учётом ущерба от перерыва в электроснабжении и потери генерирующей мощности
3.6.1. Выбор схемы ру 110 кВ
Распределительные устройства повышенных напряжений должны удовлетворять следующим требованиям общего характера:
1. Ремонт выключателей напряжением 110 кВ и выше должен производиться без отключения присоединения из-за высокой ответственности присоединений повышенного напряжения.
2. Отключение ВЛ должно осуществляться не более чем двумя выключателями, отключение трансформаторов - не более чем тремя выключателями.
Отказы выключателей в РУ как при нормальном, так и при ремонтном состоянии схемы не должны приводить:
а) к одновременной потере обеих параллельных транзитных линий одного направления, если учитывать повышенные требования к надёжности двухцепной связи;
б) к одновременному отключению нескольких линий, при которой нарушается устойчивость работы энергосистемы.
Применительно к электростанциям районного типа необходимо, чтобы при отказах выключателей в РУ при нормальном состоянии схемы отключалось бы не более одного блока, а при ремонтном состоянии схемы - не более двух блоков.
Электрических схем РУ повышенных напряжений много и они разнообразны. Однако перебор всех существующих схем электрических соединений нерационален. В зависимости от исходных условий можно примерно очертить группу электрических схем, в пределах которой следует в свою очередь намечать конкурентоспособные варианты решений.
Для начала определимся с выбором типа РУ. Закрытые РУ целесообразно применять при дефиците территории для строительства, при суровых климатических условиях (крайне низкие температуры, гололёд, близость к морю и т. д.) или же при наличии в атмосфере агрессивных веществ. В остальных случаях на настоящее время более выгодным экономически является сооружение ОРУ. Поскольку на современных алюминиевых производствах применяются эффективные системы очистки дымовых газов и содержание в них агрессивных веществ, таких как соединения фтора, минимально, а кроме того расстояние, на котором будет иметь место максимальная концентрация агрессивных веществ, значительно дальше места установки ТЭЦ (см. розу ветров и ситуационный план на рисунке 1), то принимаем вариант с открытыми распределительными устройствами на 110 и 220 кВ.
Согласно заданию на проектирование, необходимо разработать схему ОРУ 110 кВ. Выбор оптимальной схемы ОРУ проводится на основании технико-экономического сравнения вариантов схем с учётом ущерба от потери генерирующей мощности и недоотпуска электроэнергии потребителям.
Для определения ущерба от отказа выключателей необходимо провести анализ двух схем с помощью таблично-логического метода. Этот метод предполагает поочерёдное целенаправленное (только для расчётных аварийных ситуаций) рассмотрение отказов элементов электроустановки с выявлением их последствий в нормальном и аварийных состояниях. Расчёт ведут в табличной форме. По вертикали фиксируется ряд учитываемых элементов (i-й ряд), а по горизонтали - ряд расчётных нормальных и ремонтных режимов (j-й ряд).
Вариант 1. Двойная система сборных шин с обходной (соединение между шин одним выключателем.
Рис. 17. Вариант 1 схемы ОРУ 110 кВ
Нормально обе системы шин находятся под напряжением, и шиносоединительный выключатель включен. Питающие элементы и линии поровну распределяются между системами шин.
Для анализа составляем таблицу, характеризующую потери генерирующих мощностей в нормальном режиме и при ремонте одного выключателя и одновременном отказе другого. При отказе выключателя ущерб рассматривается для системы и для потребителя (нагрузки). Установим, что за 1СШ закреплены T1,T3,W1, а за 2СШ закрепленыT2,W2.
Таблица 7. Таблица расчётных связей для варианта 1 схемы ОРУ 110 кВ
Обозначение |
Потеря генерирующей мощности и длительность аварийного состояния при | ||||||||
нормальном режиме |
ремонте | ||||||||
Q1 |
Q2 |
Q3 |
Q4 |
Q5 |
Q0 |
QS | |||
Q1 |
0,02 |
T1, T3, W1: tоп |
- |
T1, T3: tоп W1: tр |
T1, T3: tоп W1: tр |
T1, T3: tоп W1: tр |
T1, T3: tоп W1: tр |
T1, T3: tоп W1: tр |
T1, T3, W1: tоп |
Q2 |
0,02 |
T2, W2: tоп |
T2: tоп W2: tр |
- |
T2: tоп W2: tр |
T2: tоп W2: tр |
T2: tоп W2: tр |
T2: tоп W2: tр |
T2, W2: tоп |
Q3 |
0,02 |
T1, T3, W1: tоп |
T3, W1: tоп T1: tр |
T3, W1: tоп T1: tр |
- |
T3, W1: tоп T1: tр |
T3, W1: tоп T1: tр |
T3, W1: tоп T1: tр |
T1, T3, W1: tоп |
Q4 |
0,02 |
T2, W2: tоп |
W2: tоп T2: tр |
W2: tоп T2: tр |
W2: tоп T2: tр |
- |
W2: tоп T2: tр |
W2: tоп T2: tр |
T2, W2: tоп |
Q5 |
0,02 |
T1, T3, W1: tоп |
T1, W1: tоп T3: tр |
T1, W1: tоп T3: tр |
T1, W1: tоп T3: tр |
T1, W1: tоп T3: tр |
- |
T1, W1: tоп T3: tр |
T1, T3, W1: tоп |
Q0 |
0,02 |
- |
T1, T3: tоп W1: tр |
T2: tоп W2: tр |
T3, W1: tоп T1: tр |
W2: tоп T2: tр |
T1, W1: tоп T3: tр |
- |
- |
QS |
0,02 |
T1, T2, T3, W1, W2: tоп |
T1, T2, T3, W1, W2: tоп |
T1, T2, T3, W1, W2: tоп |
T1, T2, T3, W1, W2: tоп |
T1, T2, T3, W1, W2: tоп |
T1, T2, T3, W1, W2: tоп |
T1, T2, T3, W1, W2: tоп |
- |
Примечание. По горизонтали указаны выключатели, выведенные в плановый ремонт, а по вертикали - отказ которых рассматривается. В клетках таблицы указывается потерянный элемент и время, на которое он потерян (tоп - на период оперативных переключений (1 час); tр – время ремонта (45 часов)).
Вариант 2. Схема-пятиугольник.
Рис. 18. Вариант 2 схемы ОРУ 110 кВ
Таблица 8. Таблица расчётных связей для варианта 2 схемы ОРУ 110 кВ
Обозначение |
Потеря генерирующей мощности и длительность аварийного режима при | ||||||
нормальном режиме |
ремонте | ||||||
Q1 |
Q2 |
Q3 |
Q4 |
Q5 | |||
Q1 |
0,02 |
T1, W1: tоп |
- |
T1: tоп W1: tр |
W1: tоп T1: tр |
T1, W1: tоп W2: tр |
W1, T1: tоп ТБ: tр |
Q2 |
0,02 |
T3, W1: tоп |
T3: tоп W1: tр |
- |
T1, W1: tоп T3: tр |
T3,W1: tоп T2: tр |
W1: tоп T3: tр |
Q3 |
0,02 |
T1, W2: tоп |
W2: tоп T1: tр |
T1, W2: tоп W1: tр |
- |
T1: tоп W2: tр |
T1, W2: tоп T2: tр |
Q4 |
0,02 |
T2, W2: tоп |
W2,T2: tоп T1: tр |
T2,W2: tоп T3: tр |
T2: tоп W2: tр |
- |
W2: tоп T2: tр |
Q5 |
0,02 |
T2, T3: tоп |
T2, T3: tоп W1: tр |
T2: tоп T3: tр |
T2, T3: tоп W2: tр |
T3: tоп T2: tр |
- |
При одновременной потере автотрансформаторов возникает недоотпуск электроэнергии потребителю, поскольку мощности, выдаваемой через трансформаторы связи с ГРУ, недостаточно для покрытия нагрузки на ОРУ 110 кВ.
Потеря одной цепи из пар W1-W2 (пусть даже одновременная потеря цепи в каждой паре) не приведёт к недоотпуску электроэнергии, поскольку при обрыве одной цепи в двухцепной линии вторая может передать мощность, приходящуюся на две цепи. Очевидно, что при передаче электроэнергии по одной цепи вместо двух возрастут потери электроэнергии в линиях, что также должно учитываться при определении ущерба. Однако в учебном проектировании, как уже было сказано ранее, данная составляющая не учитывается.