- •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
Расчёт ущерба
Согласно [16], для выключателей 110 кВ определены следующие показатели надёжности:
;;;.
Определим вероятность ремонтных режимов для каждого выключателя:
.
Тогда вероятность нормальных режимов для варианта 1:
,
а для варианта 2:
.
Время простоя блока:
,
где
- среднее время восстановления отказавшего-ого выключателя;
- средняя длительность планового ремонта-ого выключателя.
Время оперативных переключений:
(в таблицах обозначено как- время всех операций),
- время оперативных переключений;
- время пуска энергоблока из горячего состояния для ТЭС.
Число часов использования установленной мощности станции определено ранее и составляет .
Потеря генерирующей мощности в год из-за отказов выключателей во время нормального режима определяется по формуле:
.
Потеря генерирующей мощности в год из-за отказов выключателей во время ремонтного режима определяется по формуле:
.
Недоотпуск электроэнергии потребителю определяется по аналогичной формуле:
.
Как видим, для определения недоотпуска в нормальном и ремонтном режимах в формулу вводится соответствующая вероятность режима по аналогии с формулами для потерь генерирующей мощности при отказе трансформаторов в предыдущем пункте курсового проекта.
Для схемы варианта 1 определим потери генерирующей мощности:
Потеря генерирующей мощности в год из-за отказов выключателей во время нормального режима:
Потеря генерирующей мощности в год из-за отказов выключателей во время ремонтного режима:
Суммарные потери генерирующей мощности для варианта 1:
.
Для схемы варианта 2 определим потери генерирующей мощности:
Потеря генерирующей мощности в год из-за отказов выключателей во время нормального режима:
Потеря генерирующей мощности в год из-за отказов выключателей во время ремонтного режима:
Итак, суммарные потери генерирующей мощности для варианта 2:
.
Теперь определим недоотпуск электроэнергии потребителям для каждого варианта. Для варианта 1 недоотпуск электроэнергии равен:
.
Для варианта 2 недоотпуск электроэнергии равен:
Теперь рассчитаем величину ущерба. Расчёт будем вести также в ценах 1982 года из тех же соображений, что и при технико-экономическом сравнении вариантов структурных схем ТЭЦ.
Удельный ущерб для энергосистемы согласно [17], стр. 97 рекомендуется принять равным 0,15 руб./(кВт∙ч). Тогда ущерб для энергосистемы для варианта 1:
.
То же для варианта 2:
.
Ущерб потребителю в общем случае обусловлен расстройством технологического процесса, повреждением оборудования и поломкой инструмента, браком и порчей продукции, простоем рабочей силы предприятия. Согласно [17], стр. 99 удельный ущерб лежит в диапазоне от 0,22 до 25,7 руб./(кВт∙ч). Примем удельный ущерб равным 1 руб./(кВт∙ч), тогда для варианта 1:
.
Для варианта 2 ущерб от недоотпуска равен:
Тогда суммарный годовой ущерб для схемы первого варианта:
.
То же для второго варианта:
Расчёт капиталовложений
Капиталовложения складываются из двух составляющих:
,
где:
- суммарная расчетная стоимость шин;
- суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей.
Составляющая стоимости шин в обоих вариантах примем одинаковой, поэтому при определении капиталовложений её учитывать не будем.
Выключатели для технико-экономического сравнения вариантов схем РУ также разрешается выбирать по укрупнённым показателям стоимости. Таким образом, определение капиталовложений в учебном проектировании производится без выбора выключателя по номинальному току и отключающей способности при КЗ.
Согласно [16], стр. 577 стоимость одного выключателя на ОРУ 110 кВ составляет 33 тыс. руб. (выключатель ВВУ-110-40/2000-У1), а стоимость одного разъединителя составляет 130 тыс.руб.(разъединитель РНД-110/1000-У1). Тогда капиталовложения для варианта 1:
,
Для варианта 2: