Проектирование электрической части КЭС-1580 МВт

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Министерство образования и науки Российской Федерации

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра электрических станций, сетей и систем

Проектирование электрической части КЭС-1580 МВт

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту по дисциплине

«Проектирование и конструирование электрической части электростанций и подстанций»

Выполнил: Баринов Р.

Нормоконтроль: Жданов А. С.

Иркутск 2011 г.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Введение

2. Обоснование выбора площадки для КЭС и её компоновки

3. Выбор структурной схемы электрических соединений КЭС

3. 1 ВЫБОР ГЕНЕРАТОРОВ

3.2 Выбор автотрансформаторов связи (АТС)

3.2. 1 Выбор блочных трансформаторов

3.2.2 Выбор автотрансформаторов связи АТС1, АТС2

3.2. 3 Выбор трансформаторов собственных нужд (ТСН и РТСН)

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ

4.1 Расчет капиталовложений

4.2 Расчет ущерба

4.2.1 Расчет показателей надежности структурных схем

4. 3 Расчет годовых издержек

5. ВЫБОР РУ-110 и РУ-500

5.1 Выбор РУ-500кВ

5. 2 Выбор ОРУ — 110 кВ

6. Расчёт токов К. З

6. 1 Расчет токов КЗ вручную

6.2 Расчет токов КЗ с помощью программы

7. Расчет токов к.з. и интеграла Джоуля для необходимых точек

8. Выбор электрических аппаратов и проводников

8.1 Выбор выключателей и разъединителей на 500 кВ

8.2 Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ

8.3 Выбор выключателей и разъединителей на генераторном напряжении

8.4 Выбор выключателя в цепи РТСН

9. Выбор сборных шин и связей между элементами

9.1 Выбор шин 500 кВ

9.2 Выбор гибких токопроводов, выводы 500 кВ — сборные шины

9.3 Выбор шин 110 кВ

9.4 Выбор гибких токопроводов, выводы 110 кВ — сборные шины

9.5 Выбор комплектного токопровода для генераторов 500 МВт

10. Выбор трансформаторов тока и напряжения

10.1 Выбор трансформаторов напряжения

10.1.1 Выбор трансформаторов напряжения на шинах 500 кВ

10.1.2 Выбор трансформаторов напряжения на шинах 110 кВ

10.1.3 Выбор трансформатора напряжения в цепи генератора

10.2 Выбор трансформаторов тока

10.2.1 Выбор трансформатора тока в цепи отходящей линии 500 кВ

10.2.2 Выбор трансформатора тока в цепи отходящей линии 110 кВ

10.2. 3 Трансформаторы тока в цепи генераторов

11. Выбор схемы собственных нужд

12. Выбор аккумуляторных батарей

Библиографический список

1. ВВЕДЕНИЕ

Начавшийся рост экономики страны предопределяет необходимость выработки долгосрочной перспективы развития ее основной базовой составляющей — энергетики. Такое развитие основывается, безусловно, на концепции развития экономики. Какую экономику мы хотим построить: в основном ресурсоперерабатывающую, использующую наукоемкие технологии, но базирующуюся на имеющихся в стране богатых природных ресурсах, или инновационную с высокими научными затратами, высокоинтеллектуальную, развивающую машиностроительные отрасли, информационные и электронные технологии, нанотехнологии, биотехнологии и т. д.

Первый путь требует производства большого количества дешевой электроэнергии, второй путь — относительно небольшого производства электроэнергии, стоимость которой может быть значительной.

Для России оба эти пути должны определенным образом комбинироваться, отсюда и вытекает ориентиры для нахождения количественных показателей уровня потребления и цены производства электроэнергии. электростанция автотрансформатор ток

Основные проблемы текущего состояния электроэнергетики России:

— нарастающий дефицит мощности в ряде энергосистем страны (Московской, Ленинградской, Тюменской и др.) и связанный с этим отказ в присоединениях к сетям новых потребителей и введение различного рода ограничений потребителей;

— лавинообразное нарастание процесса старения основного оборудования электростанций и сетей;

— недостаточные объемы инвестиций в электроэнергетику — до 2006 г;

— снижение экономической эффективности работы отрасли (рост потерь электроэнергии, рост удельной численности персонала отрасли, снижение эффективности использования капитальных вложений);

— нетрадиционная политика цен на первичные энергоресурсы, при которых угольные электростанции являются неконкурентоспособными и не могут развиваться;

— резкое сокращение кадрового, научно-технического, строительно-монтажного потенциала отрасли;

— сокращение потенциала в отраслях отечественного энергомашиностроения и электромашиностроения, серьезное отставание в сфере разработок, освоения и внедрения новых технологий производства, транспорта, распределения и потребления электроэнергии.

Главные цели стратегии:

· полное удовлетворение потребностей экономики и населения в электроэнергии и тепле с использованием собственных энергетических ресурсов и высокоэффективных технологий;

· обеспечение энергетической безопасности страны;

· повышение эффективности производства, транспорта, распределения и использования электроэнергии до уровня развитых мировых держав;

· обеспечение надежности работы ЕЭС России и надежности электроснабжения потребителей на уровне развитых стран;

· выполнение экологических нормативов в соответствии с принятыми международными обязательствами и национальными стандартами.

Пути достижения указанных целей:

· развитие генерирующих мощностей и электрических сетей на основе оптимальных решений, обеспечивающих минимизацию затрат в рыночных условиях (с учетом имеющихся рисков) на развитие электроэнергетики;

· широкое внедрение новых высокоэффективных технологий производства, транспорта и распределения электроэнергии и тем самым построение электроэнергетики на качественно новом технологическом уровне;

· создание эффективной системы управления функционированием и развитием ЕЭС, ОЭС и региональных энергосистем, обеспечивающей минимизацию затрат в новых либерализованных условиях;

· эффективная политика государства в электроэнергетике.

Но эти расчеты и пути развития энергетики на ближайшее будущее, а на сегодняшний день нам необходимо спроектировать КЭС, мощностью 1500 МВт. Конденсационные электростанции (КЭС) исторически получили наименование государственных районных электрических станций (ГРЭС). Они проектируются с агрегатами мощностью 100, 150, 200, 300, 500, 800, 1200 МВт, имеющими номинальные напряжения генераторов 10,5−24 кВ. Основными агрегатами, используемыми на большинстве сооружаемых и проектируемых ГРЭС, являются серийно изготовляемые агрегаты 300, 500 и 800 МВт.

Установленная мощность типовых электростанций составляет 2400−6400 МВт. Ввод в работу этих электростанций возможен только в мощных ЭЭС. При проектировании электрических схем ГРЭС учитывается, что они всю вырабатываемую электроэнергию, за исключением потребления электроэнергии на собственные нужды, выдают в сети повышенных напряжений. На долю ГРЭС приходится приблизительно три четверти всей вырабатываемой энергии.

На новейших ГРЭС устанавливают экономичные паротурбинные
агрегаты. Тепловые станции с агрегатами столь большой мощности по
техническим и экономическим соображениям выполняют из ряда автономных
частей — блоков. Каждый блок состоит из парогенератора, турбины,
электрического генератора и повышающего трансформатора. Поперечные
связи между блоками в тепломеханической части отсутствуют. При
промежуточном перегреве пара они усложнили бы систему коммуникаций и
систему регулировании турбин, надежность станции снизилась бы.

ГРЭС обычно сооружают вблизи мест добычи низкокалорийного топлива, транспортировка которого на значительные расстояния нецелесообразна. Вырабатываемая электроэнергия передается к местам потребления по линиям электропередачи. Однако использование местного топлива не является обязательным признаком. Ряд мощных ГРЭС используют природный газ, который транспортируется по газопроводам на значительные расстояния. Важнейшим условием, определяющим место строительства ГРЭС, является наличие источника водоснабжения. КПД ГРЭС с учетом расхода на собственные нужды не превышает 0,32−0,4. ГРЭС недостаточно маневренна. Это означает, что подготовка к пуску, синхронизация и набор нагрузки требует значительного времени от 3-х до 6-ти часов. Поэтому для турбоагрегатов предпочтительным является режим работы с достаточно равномерной нагрузкой, изменяющейся в пределах от технического минимума до номинальной мощности.

2. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ПЛОЩАДКИ ДЛЯ КЭС И ЕЁ КОМПОНОВКИ

Электрическая станция как комплексная техническая система имеет в своем составе большое число зданий, сооружений и инженерных коммуникаций -- подземных, наземных и надземных.

Для размещения сооружений и коммуникаций ГРЭС требуется значительная площадь: 0,04-- 0,06 га/МВт. При этом надо иметь в виду, что часть сооружений -- склад топлива, железнодорожные приемные станции с разгрузочными устройствами и т. п. -- выносят за пределы строительной площадки, т. е. для их размещения требуются дополнительные участки.

Площадку строительства электростанции выбирают в период составления задания на ее проектирование, после утверждения технико-экономического обоснования необходимости ее сооружения.

Место (район) сооружения электростанции должно быть увязано с планом развития энергосистемы и, прежде всего, соответствовать назначению и технологическим особенностям электростанции.

Конденсационные электростанции (КЭС, ГРЭС) требуют для своей работы огромного количества топлива и технической воды (в первую очередь для конденсации отработанного пара турбин). В результате, затраты на техническое водоснабжение мощных ТЭС составляют заметную долю полных капиталовложений. Поэтому при выборе системы их водоснабжения стараются максимально использовать естественные водоемы (реку, озеро, море), а при их отсутствии создают систему искусственного охлаждения с прудом-охладителем исходя из требований 8 м2/кВт.

Под строительные площадки электростанций отводят, как правило, земли, непригодные или малопригодные для сельскохозяйственных угодий. Нежелательно расположение строительной площадки в районе залегания полезных ископаемых. Грунты площадки должны позволять строительство зданий и сооружений без дополнительных дорогостоящих мероприятий. Они должны допускать удельные нагрузки 0,2--0,25 МПа, при которых возможны сооружение зданий без устройства сложных и дорогих фундаментов.

Выбор самой площадки строительства согласно Нормам производят на основе технико-экономического сопоставления наиболее целесообразных (в природных условиях намеченного района) вариантов. Поскольку предполагается, что площадка ЭС должна быть привязана к конкретной местности, то и расположение сооружений на площадке должно удовлетворять как географическому расположению потребителей энергии 110 кВ и системы 500 кВ, так и технологическим требованиям производства электроэнергии, а также требованиям экологии и безопасности.

Площадка под строительство ЭС предусматривается на Севере Иркутской области в Нижнеилимском районе, вблизи Усть-Илимского водохранилища, села Радищев.

Площадку и корпуса ориентируют относительно сторон света, учитывая благоприятное или нежелательное воздействие солнечного света на технологические и служебные помещения.

Площадку и сооружения на ней ориентируют также с учетом преимущественного направления ветров, имея в виду защиту открытых распределительных устройств и прочих сооружений станции, жилых домов станционного поселка, а также других населенных пунктов и окружающей природы от дымовых уносов: летучей золы, сернистых и других отравляющих газов.

Нежелателен и опасен нанос ветром паров и мелких капель воды от градирен и брызгальных бассейнов на конструкцию распределительных устройств и на прочие сооружения станции, так как он может привести к ухудшению изоляции, обледенению, усложнению эксплуатации и авариям на станции.

Все внешние связи станции располагаются с одной (меньшей) стороны площади и с торца главного корпуса станции; противоположные торцы зданий и сооружений оставляются свободными для будущего расширения.

Уголь будет поставляться с Вереинского разреза. Угольный разрез был построен в 2003 году всего за 4 месяца. Добыча угля производится непосредственно из забоя горным комбайном «Wirtgen — 2200» с загрузкой уже не требующего дробления угля в автосамосвалы, а затем в железнодорожные вагоны. Эта технология на Вереинском разрезе была применена впервые в России. Вереинский разрез ведёт разработку Жеронского каменноугольного месторождения, которое расположено в юго-восточной части Тунгусского бассейна и входит в состав Усть-Илимского района Иркутской области. Месторождение считается одним из наиболее перспективных на севере Иркутской области. По своим характеристикам уголь среднезольный, малосернистый и без вредных примесей. Проектная мощность разреза — сегодня составляет 1, 5 млн. тонн угля в год.

СТРОИТЕЛЬСТВО НОВЫХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРОИЗВОДСТВ НА СЕВЕРЕ ТРЕБУЕТ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ОБЪЕМЫ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

Металлургическая промышленность (черная и цветная металлургия,

золотодобывающая промышленность):

ООО «Ленская ЗРК» — 90 МВт, 500 млн. кВтч/год.

ОАО «Высочайший» — 17,5 МВт, 138 млн. кВтч/год

ОАО «Сибцветметниипроект» Холоднинский ГОК — 35 МВт, 220 млн. кВтч/год.

Сухой Лог — 50−240 МВт, 275 — 1300 млн. кВтч/год.

ООО «Друза» ГОК «Невский» — 7 МВт, 30 млн. кВтч/год.

ОАО «ЗАБАЙКАЛИНВЕСТ» Чинейский ГОК — 207 МВт, 1000 млн. кВтч/год.

ООО «СЭМЗ» Электрометаллургический завод в Братске — 90 МВт, 675 млн. кВтч/год.

ОАО Михайловский ГОК («Металлоинвест») — Удоканское месторождение медной руды и др.

ПРЕДПОСЫЛКИ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ КЭС-1580

· отсутствие электросетевой инфраструктуры на севере Иркутской области сдерживает реализацию крупных инвестиционных проектов по развитию промышленности и добыче полезных ископаемых

· необходимость повышения надёжности энергоснабжения существующих промышленных объектов, расположенных вдоль БАМа и обеспечение энергоснабжения строящихся

· добыча попутного газа на крупных нефтегазоконденсатных месторождениях — создают предпосылки для строительства новых газовых электростанций с выдачей мощности для покрытия растущего энергопотребления и обеспечения местных нагрузок

· поручение Президента Р Ф от 03. 02. 2006 № ПР-154 в части объединения энергосистемы Республики Саха (Якутия) с ЕНЭС России, «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.» одобрена распоряжением Правительства Р Ф от 22 февраля 2008 г. № 215-р

Рис. 1 Расположение КЭС по отношению к источнику водоснабжения, газовому месторождению, системным линиям, промышленному району

Рис 2 Географическое месторасположение КЭС

Обозначения для компоновки, изображенной на Рис. 3

Максимальное приближение главного корпуса (1) к водохранилищу (2) позволяет получить экономию от коротких и дешевых гидротехнических коммуникаций с наименьшими годовыми расходами на прокачку охлаждающей воды.

Угольный склад (3) вынесен за главный корпус (1) и расположен таким образом, чтобы уменьшить загрязненность РУ (9, 10) и других технических средств на территории КЭС, что позволяет продлить срок службы оборудования.

Трансформаторы энергоблоков (25) расположены максимально близко к турбогенераторам, так как при этом сокращается длина токопроводов, которые являются достаточно дорогими.

Непосредственно у стен котельной (26) расположены регенеративные подогреватели и вентиляторы. Длина воздуховодов уменьшается. Вслед за этим идут дымовые трубы (7), дымососы, электрофильтры, то есть тракт дымовых газов.

За дымовыми трубами (7) располагается топливное хозяйство. Между складом топлива (3) и главным корпусом (1) должен быть значительный разрыв. Это обеспечивает допустимый угол наклона транспортеров, поднимающих уголь с уровня земли до верхнего края бункера (бункерной этажерки). Также для более рационального использования площадки, это пространство заполнено пусковой котельной (14), компрессорной и азотно-кислородной станцией (15), цехом химводоочистки (16).

Радиальный склад угля (3) обслуживается машинами непрерывного действия — стаккерами. Распределительное устройство собственных нужд расположено в главном корпусе.

Обозначения для компоновки, изображенной на Рис. 3.

1) Главный корпус.

2) Водохранилище.

3) Радиальный склад угля.

4) Галерея ленточных транспортеров.

5) Дробильный корпус.

6) Эстакада топливоподачи.

7) Дымовая труба (не более 4 котлов на одну; в данном случае две трубы, так 5 котлов).

8) Багерная насосная.

9) Распределительное устройство низкого напряжения (110 кВ).

10) Распределительное устройство высокого напряжения (500 кВ).

11) Отходящие линии (ВЛ) к местной (промышленной) нагрузке.

12) Линии (ВЛ), обеспечивающие связь с системой.

13) Автотрансформатор связи, либо автотрансформатор блока.

14) Пусковая котельная.

15) Компрессорная и азотно-кислородная станция.

16) Химводоочистка.

17) Склад.

18) Вагоноопрокидыватель.

19) Мазутное и масляное хозяйство.

20) Насосная станция.

21) Подводящий канал.

22) Отводящий канал.

23) Ресиверы водорода и кислорода.

24) Железнодорожные пути.

25) Силовые трансформаторы (трансформаторы энергоблока).

26) Котлоагрегаты.

27) Турбогенераторы.

28) Монтажная площадка.

29) Трансформаторные мастерские.

30) Пожарное депо.

31) Гаражи.

Проходная.

Рис. 3 Компоновка основных сооружений КЭС

3. ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ КЭС

Структурная схема — схема, определяющая составные части электростанции, их назначение и взаимосвязь. Это однолинейная схема, на которой указывается трансформаторные соединения между генераторами и распределительными устройствами. Она предназначена для расчета баланса мощности, выбора числа и мощности трансформаторов и дальнейшей разработки главной схемы электрических соединений.

При указанных в задании на проектирование условиях методом технико-экономического сравнения конкурентоспособных вариантов произведём выбор оптимального варианта структурной схемы.

Оптимальное решение — это решение, удовлетворяющее требованиям к качеству проектируемого объекта при минимально возможных затратах материальных, финансовых и трудовых ресурсов. Оно должно быть получено при комплексном рассмотрении объекта в целом с учетом взаимосвязей между его частями.

В общем случае, процедура поиска оптимальной структурной схемы сводится к последовательному выполнению следующих основных этапов:

· в соответствии с исходными данными разрабатывается множество технически реализуемых вариантов структурных схем;

· на основе инженерного анализа отбираются несколько наиболее перспективных вариантов схем;

· для каждого отобранного варианта определяются возможные перетоки мощности через трансформаторы и автотрансформаторы, исходя из наиболее тяжелых условий работы станции;

· ориентируясь на величины перетоков мощности, в каждом варианте выбираем подходящие по номинальным значениям типы трансформаторов и автотрансформаторов. Для выбора трансформаторов, связывающих ГРУ и РУ повышенного напряжения ТЭЦ составляют и анализируют предполагаемые графики нагрузки трансформаторов связи а) в нормальном режиме (зимой и летом); б) при отключении одного из работающих генераторов; в) при необходимости мобилизации вращающегося резерва, когда генераторы ТЭЦ увеличивают мощность до номинального значения. При наличии двух РУ повышенного напряжения могут рассматриваться варианты установки автотрансформаторов либо трехобмоточных трансформаторов. Автотрансформаторы имеют ряд преимуществ и недостатков перед трансформаторами;

· для каждого варианта определяют их технико-экономические показатели — капиталовложения, эксплутационные издержки, ущербы и приведенные затраты;

· на основании сопоставления приведенных затрат, а также дополнительного технического анализа, окончательно принимают наиболее рациональную структурную схему проектируемой электростанции.

Принимаем к рассмотрению следующие варианты структурных схем КЭС:

Рис. 4.1 Схема № 1

Рис. 4.2 Схема № 2

Рис. 4.3 Схема № 3

3.1 выбор генераторов

Согласно заданию на курсовое проектирование в схеме присутствуют 2 турбогенератора мощность по и 2 турбогенератора мощностью по, 1 турбогенератор мощностью. Выбираем турбогенераторы ТЗВ-320−2У3 и ТЗВ-220−2У3 и ТВВ-500−2Е У3.

Таблица 1

Тип ТГ

Сх.

сое-ния

обмоток

статора

о.е.

с

с

1

ТЗВ-320−2У3

3000

320

20

0,85

10,9

0,173

0,3

1,698

0,211

0,0963

0,388

0,297

2

ТЗВ-220−2У3

3000

220

15,75

0,85

8,625

0,19

0,275

1,88

0,232

0,086

0,307

0,243

3

ТВВ-500−2Е У3

3000

500

20

0,85

17

0,242

0,355

2,56

0,295

0,141

0,34

2

ТЗВ — это турбогенератор с непосредственным охлаждением обмоток ротора и статора водой, с косвенным водяным охлаждением активной стали сердечника статора и заполнением внутреннего пространства генератора воздухом при давлении, близком к атмосферному.

ТВВ — турбогенератор с водородной системой охлаждения с системой возбуждения ТН (тиристорная система независимого возбуждения с возбуждением переменного тока). Тип возбудителя — ВТ-5000−2У3.

Необходимо отметить, что в задании на курсовое проектирование дан график нагрузок турбоагрегатов, где загрузка генераторов в осенне-зимний период равна 100%, а в весенне-летний период она равна 65%.

Расчет для осенне-зимнего периода:

Активная мощность генератора:

Реактивная мощность генератора:

.

Активная мощность собственных нужд для генератора:

.

Реактивная мощность собственных нужд для генератора:

.

Активная мощность генератора:

Реактивная мощность генератора:

.

Активная мощность собственных нужд для генератора:

.

Реактивная мощность собственных нужд для генератора:

.

Активная мощность генератора:

Реактивная мощность генератора:

.

Активная мощность собственных нужд для генератора:

.

Реактивная мощность собственных нужд для генератора:

.

Активная мощность нагрузки на РУ-110:

.

Реактивная мощность нагрузки на РУ-110:

.

Расчет для весенне-летнего периода:

Активная мощность генератора:

Реактивная мощность генератора:

.

Активная мощность собственных нужд для генератора:

.

Реактивная мощность собственных нужд для генератора:

.

Активная мощность генератора:

Реактивная мощность генератора:

.

Активная мощность собственных нужд для генератора:

.

Реактивная мощность собственных нужд для генератора:

.

Активная мощность генератора:

Реактивная мощность генератора:

.

Активная мощность собственных нужд для генератора:

.

Реактивная мощность собственных нужд для генератора:

.

Активная мощность нагрузки на РУ-110:

.

Реактивная мощность нагрузки на РУ-110:

.

3.2 Выбор автотрансформаторов связи (АТС)

Выбор АТС производится по максимальному перетоку мощности между РУ-110 и РУ-500.

Так как зимой и летом нагрузка на РУ-110 меняется, то и переток мощности в зависимости от сезона будет разный.

Выбор мощности автотрансформаторов связи производим из условия максимального перетока мощности между, ОРУ — 110 кВ и ОРУ — 500 кВ в нормальном и аварийных режимах (выход из строя блока мощностью 300 МВт, ремонт одного автотрансформатора), с учётом перегрузочной способности в аварийном режиме. Наложение аварийного и ремонтного режимов не рассматриваем, т.к. вероятность такого режима очень мала. Также отметим, что суточные графики нагрузок как турбоагрегатов, так и нагрузки равномерны, что избавляет нас от необходимости строить отдельно графики активной и реактивной мощности для каждого турбоагрегата в отдельности и обмоток автотрансформатора.

3.2.1 Выбор блочных трансформаторов

Условие выбора мощности блочного трансформатора имеет вид:

,

где — SРАСЧ — расчетная мощность, МВА; SНОМ — номинальная мощность, МВА.

КП — коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, нормируемый ГОСТом. Если суточный график генератора, а следовательно блочного трансформатора имеет заметно выраженное понижение мощности в ночное время, то при выборе номинальной мощности трансформатора можно учесть его способность к систематическим перегрузкам в дневное время без сокращения его срока службы. Но в нашем проекте график мощности задан равномерным, то мы не учитываем перегрузочную способность трансформатора.

При блочной схеме соединения генератора с трансформатором последний должен обеспечивать выдачу мощности генератора в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности нагрузки, подключенной на ответвлении от генератора (СН).

Для блока 220 МВт

Для блока 320 МВт

Для блока 500 МВт

На напряжение 110 кВ для блока 220 МВт примем: ТДЦ-250 000/110/15,75

На напряжение 110 кВ для блока 320 МВт примем: ТДЦ-400 000/110/20

На напряжение 500 кВ для блока 500 МВт примем: ТЦ-630 000/525/20

На напряжение 500 кВ примем для блока 220 МВт: ТДЦ-250 000/500/15,75

На напряжение 500 кВ примем для блока 320 МВт: ТДЦ-400 000/500/20

3.2.2 Выбор автотрансформаторов связи АТС1, АТС2

Выбор мощности автотрансформаторов связи производим из условия максимального перетока мощности между, ОРУ — 110 кВ и ОРУ — 500 кВ в нормальном и аварийных режимах (выход из строя блока мощностью 320 МВт, или 220 МВт, если на стороне СН все блоки по 220МВт; выход из строя, ремонт одного автотрансформатора), с учётом перегрузочной способности в аварийном режиме. Наложение аварийного и ремонтного режимов не рассматриваем, т.к. вероятность такого режима очень мала.

-коэффициент выгодности

В общем случае для АТ должно выполняться:

,

гдеSРАСЧ — расчетная мощность, МВА; SНОМ — номинальная мощность, МВА; КП — коэффициент перегрузки (для аварийного режима), загрузки (для нормального режима)).

Для схемы № 1

Переток мощности в нормальном режиме зимой:

;

.

Переток мощности в нормальном режиме летом:

;

.

Тогда для АТС:

,

где

— кол-во АТС;

— коэффициент загрузки нормального режима;

— максимальный переток мощности в нормальном режиме.

.

При выходе из строя одного из АТС:

,

где

— кол-во АТС;

— коэффициент загрузки аварийного режима;

— максимальный переток мощности в аварийном режиме.

.

Переток мощности при выходе из строя генератора зимой:

;

.

Переток мощности при выходе из строя генератора летом:

;

.

Тогда для АТС:

,

где

— кол-во АТС;

— коэффициент загрузки аварийного режима;

— максимальный переток мощности в аварийном режиме.

.

Так как, то для установки по [1] выбираем АТДЦТН-250 000/500/110.

Для схемы № 2

Переток мощности в нормальном режиме зимой:

;

.

Переток мощности в нормальном режиме летом:

;

.

Тогда для АТС:

,

где

— кол-во АТС;

— коэффициент загрузки нормального режима;

— максимальный переток мощности в нормальном режиме.

.

При выходе из строя одного из АТС:

,

где

— кол-во АТС;

— коэффициент загрузки аварийного режима;

— максимальный переток мощности в аварийном режиме.

.

Переток мощности при выходе из строя одного из генераторов зимой:

;

.

Переток мощности при выходе из строя одного из генераторов летом:

;

.

Тогда для АТС:

,

где

— кол-во АТС;

— коэффициент загрузки аварийного режима;

— максимальный переток мощности в аварийном режиме.

.

Так как, то для установки по [1] выбираем АТДЦТН-250 000/500/110.

Для схемы № 3

При выборе мощности автотрансформатора, при решении вопроса о допустимости того или иного режима, при подсчете потерь мощности и энергии в автотрансформаторе необходимо знать нагрузку каждой его обмотки, в особенности наиболее нагруженной. Режимы, в которых мощность передается из системы высшего напряжения в систему среднего напряжения или в обратном направлении (третичная обмотка не нагружена), являются автотрансформаторными. При этих режимах передаваемая мощность не должна превышать номинальную мощность автотрансформатора.

Если третичная обмотка также нагружена (такой режим принято называть комбинированным), то токи в последовательной и общей обмотках можно представить состоящими из двух слагаемых, а именно: а) тока, соответствующего мощности, передаваемой в автотрансформаторном режиме из системы высшего напряжения в систему среднего напряжения (или в обратном направлении); б) тока, соответствующего мощности, передаваемой в трансформаторном режиме через третичную обмотку в том или ином направлении. Слагаемые токов в последовательной и общей обмотках должны быть суммированы геометрически с учетом направления передачи мощности. Комбинированные режимы трехобмоточных трансформаторов наиболее часты. Расчетная мощность блочного автотрансформатора определяется максимальной нагрузкой третичной обмотки. После выбора номинальной мощности автотрансформатора проверяют возможность передачи через него максимальной мощности между РУ-110 и РУ-500. Если такой режим нагрузки оказывается недопустимым, то изменяют или число АТБ, или реже мощность АТБ.

Нормальный режим

Рис. 5.1 Переток мощностей через АТБ зимой в нормальном режиме

Расчетная мощность АТБ:

,

где

— активная мощность на обмотке низкого напряжения;

— коэффициент выгодности.

.

Так как на данную расчетную мощность нет подходящих по мощности и по напряжению трехфазных и однофазных автотрансформаторов, то прибегнем к спаренному блоку, то есть два АТ на один блок. Для этой схемы выберем трансформаторы АТДЦТН-250 000/500/110

Типовая мощность:

.

(т.е. на РУ-110 недостаток активной мощности);

;

(т.е. на РУ-110 избыток реактивной мощности);

;

и — активная мощность на обмотке среднего и низкого напряжений соответственно.

и — реактивная мощность на обмотке среднего и низкого напряжений соответственно.

Картина перетоков мощности в нормальном режиме зимой изображена на Рис. 5.1.

Поскольку имеем режим передачи из СН> ВН только реактивной мощности и одновременно из НН> ВН, то слагаемые токов автотрансформаторного режима в последовательной и общей обмотках находятся в противофазе, тогда как в последовательной обмотке направлены согласно. Рассматриваемый комбинированный режим ограничен мощностью последовательной обмотки.

Нагрузка последовательной обмотки:

.

В рассматриваемом режиме ток в общей обмотке меньше, чем в трансформаторном режиме НН> ВН или в автотрансформаторном режиме НН> ВН.

Рис. 5.2. Переток мощностей через АТБ летом в нормальном режиме

(т.е. на РУ-110 недостаток активной мощности);

;

(т.е. на РУ-110 избыток реактивной мощности);

.

и — активная мощность на обмотке среднего и низкого напряжения соответственно.

и — реактивная мощность на обмотке среднего и низкого напряжения соответственно.

Картина перетоков мощности в нормальном режиме летом изображена на Рис. 5.2.

В данном случае режим передачи из СН> ВН лишь реактивной мощности, т. е. комбинированный режим по реактивной мощности. Рассматриваемый комбинированный режим ограничен мощностью последовательной обмотки.

,

.

;

.

Условие выполняется, принятый ранее к установке спаренный блок АТ подходит.

Выход из строя одного из генераторов на РУ-110

Выполним проверку в аварийном режиме, когда генератор выходит из строя.

Рис. 5.3 Переток мощностей через АТБ зимой при выходе из строя генератора на РУ-110

(т.е. на РУ-110 недостаток активной мощности);

;

(т.е. на РУ-110 недостаток реактивной мощности);

;

и — активная мощность на обмотке среднего и низкого напряжений соответственно.

и — реактивная мощность на обмотке среднего и низкого напряжений соответственно.

Картина перетоков мощности при выходе из строя одного из генераторов на РУ-110 зимой изображена на Рис. 5.3.

Такой режим является нормальным для автотрансформатора, поэтому мы проверяем лишь загрузку третичной обмотки.

.

Условие выполняется, принятый ранее к установке спаренный блок АТ подходит.

Рис. 5.4 Переток мощностей через АТБ летом при выходе из строя генератора на РУ-110.

(т.е. на РУ-110 недостаток активной мощности);

;

(т.е. на РУ-110 недостаток реактивной мощности);

.

и — активная мощность на обмотке среднего и низкого напряжения соответственно.

и — реактивная мощность на обмотке среднего и низкого напряжения соответственно.

Такой режим является нормальным для автотрансформатора, поэтому мы проверяем лишь загрузку третичной обмотки.

.

Условие выполняется, принятый ранее к установке спаренный блок АТ подходит.

Картина перетоков мощности в аварийном режиме летом изображена на Рис. 5.4.

Выход из строя одного из АТБ.

Рис. 5.5 Переток мощностей через АТБ зимой при выходе из строя одного из АТБ

Выход из строя двух АТБ в одном спаренном блоке мало вероятен, однако при выходе из строя хотя бы одного из АТБ теряется весь спаренный блок на время оперативных переключений. Хотя этот режим кратковременный, но его должен обязательно выдерживать второй спаренный блок (из двух АТ). Поэтому в качестве расчетных условий принимаем, что в работе остался только один спаренный блок.

Проверим на перегрузочную способность общую и последовательную обмотки автотрансформатора в комбинированном режиме при выходе из строя одного из АТБ.

(т.е. на РУ-110 недостаток активной мощности);

;

(т.е. на РУ-110 избыток реактивной мощности);

;

и — активная мощность на обмотке среднего и низкого напряжений соответственно.

и — реактивная мощность на обмотке среднего и низкого напряжений соответственно.

В данном случае режим передачи из СН> ВН лишь реактивной мощности, т. е. комбинированный режим по реактивной мощности. Рассматриваемый комбинированный режим ограничен мощностью последовательной обмотки.

,

.

Картина перетоков мощности при выходе из строя одного из АТБ зимой изображена на Рис. 5.5.

Рис. 5.6 Переток мощностей через АТБ летом при выходе из строя одного из АТБ

(т.е. на РУ-110 недостаток активной мощности);

;

(т.е. на РУ-110 избыток реактивной мощности);

.

и — активная мощность на обмотке среднего и низкого напряжения соответственно.

и — реактивная мощность на обмотке среднего и низкого напряжения соответственно.

В данном случае режим передачи из СН> ВН лишь реактивной мощности, т. е. комбинированный режим по реактивной мощности. Рассматриваемый комбинированный режим ограничен мощностью последовательной обмотки.

,

.

Картина перетоков мощности в нормальном режиме летом изображена на Рис. 5.6.

;

.

Так как условия выполняются, то при выходе из строя одного из АТБ автотрансформатор проходит по нагрузочной способности.

Режим с отключенными генераторами G3 или G4 можно не рассматривать, так как в этом случае будет автотрансформаторный режим (т.е. комбинированного режима нет).

Также не рассматривается одновременная потеря генератора на РУ-110 и выход из строя одного из АТБ, так как такой режим маловероятен.

Таким образом, к установке принимаем две группы трехфазных автотрансформаторов АТДЦТН-250 000/500/110 спаренных в блок (то есть всего 4).

3.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд (ТСН и РТСН)

Для блока:

.

Так как, то для установки по [1], стр. 132. выбираем ТРДНС-32 000/35/10,5.

Для блока:

.

Так как, то для установки по [1], стр. 130. выбираем ТРДНС-25 000/35/10,5.

Для блока:

.

Так как, то для установки по [1], стр. 136. выбираем ТРДНС-40 000/35/10,5.

Мощность РТСН, подключенного к РУ-110, должна быть больше мощности самого мощного из ТСН, т. е. РТСН должен быть следующим за ним в линейке мощностей трансформаторов. Поэтому по [1], стр. 148. выбираем ТРДНС — 40 000/110 и ТРДНС-40 000/20.

Произведем выбор оптимальных структурных схем.

Схемы № 1, № 2 отличаются разным количеством генераторов на РУ-110 и их мощностью. Проведя сопоставительный анализ этих схем по перетокам мощности в различных режимах для исключения двойной трансформации, приходим к выводу, что наиболее предпочтительным является вариант структурной схемы № 2.

Схемы № 2 и Схема № 3 построены по-разному принципу: в первой связь между РУ-110 и РУ-500 осуществляется через АТС, во второй — через АТБ. Для окончательного выбора необходимо провести технико-экономическое сравнение двух этих схем.

Сводная таблица трансформаторов и автотрансформатров.

Таблица 2.

Тип

Т или АТ

Потери

ВН

СН

НН

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

1

ТДЦ-400 000/500

400

525

-

20

315

-

790

-

-

13

-

2

ТДЦ-400 000/110

400

121

-

20

320

-

900

-

-

10,5

-

3

ТДЦ-250 000/500

250

525

-

15. 75

205

-

590

-

-

13

-

4

ТДЦ-250 000/110

250

121

-

15,75

200

-

640

-

-

10,5

-

5

АТДЦТН-250 000/500/110

250

500

121

38,5

220

1050

-

-

-

13

-

6

ТЦ-630 000/500

630

525

-

20

410

-

1210

-

-

14

-

7

ТРДНС-25 000/35

25

15,75

-

10,5

25

-

115

-

-

10. 5

30

8

ТРДНС-32 000/35

32

20

-

10,5

29

-

145

-

-

12,7

40

9

ТРДНС-40 000/35

40

36,75

-

10,5

31

-

170

-

-

12,7

40

10

ТРДНС-40 000/110

40

115

-

10,5

34

-

170

-

-

10,5

30

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ

Для каждого варианта структурной схемы проектируемой электростанции (подстанции) определяют:

Капиталовложения,;

Годовые издержки,;

Математическое ожидание ущерба или.

Затем на основании этих основных показателей вычисляют значение целевой функции приведенных затрат, которая дает комплексную количественную оценку экономичности и надежности сопоставляемых вариантов структурной схемы.

Если разница в вариантах менее 5%, то окончательный выбор производится по таким критериям, которые сложно оценить с точки зрения надежности и экономичности: возможность дальнейшего расширения, удобство эксплуатации и т. п.

4.1 Расчет капиталовложений

Капиталовложения складываются из двух составляющих:

,

где

— суммарная расчетная стоимость трансформаторов;

— суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей.

Для перехода к расчетной стоимости трансформатора (АТ) надо заводскую стоимость умножить на коэффициент, учитывающий затраты на доставку, строительную часть и монтажные работы от заводской стоимости трансформатора

По [1], стр. 550 определяем.

Таблица 3

Оборудование

Цена за единицу,

Схема № 2(Рис. 4.2.)

Схема № 3 (Рис. 4.3.)

Количество, шт.

Стоимость,

Количество, шт.

Стоимость,

ТДЦ-250 000/110

2

852

-

-

ТДЦ-400 000/110

-

-

1

525

ТДЦ-250 000/500

-

-

-

-

ТДЦ-400 000/500

2

1128,6

1

564,3

ТЦ-630 000/525/20

1

789,75

1

789,75

АТДЦТН-250 000/500/110

2

1013,85

4

2027,7

ТРДНС-40 000/20

2

252,8

1

126,4

ТРДНС-40 000/110

-

-

2

264

Ячейка ген-ого вык-ля в блоке генератор-трансформатор,

ВВГ-20*

40

5

200

5

200

Ячейка вык-ля, ВВУ-110**

64,1

4

256,4

4

256,4

Ячейка вык-ля, ВВБК-500**

251,6

5

1258

4

1006,4

,

5751,4

5759,95

* - по [1], стр. 638.

** - по [1], стр. 583

, то есть разница более 5%

4.2 Расчет ущерба

4.2.1 Расчет показателей надежности структурных схем

При проектировании структурной схемы варьируемыми элементами являются только трансформаторы (автотрансформаторы) блоков и связей между РУ. Поэтому рассматривают отказы этих элементов и их расчетные последствия. На данном этапе принимают, что схемы всех РУ одинаковы. Так как число элементов структурной схемы относительно невелико, то таблицу расчетных связей можно не составлять.

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 блока. Соответственно среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему из-за отказов трансформатора единичного блока (без генераторного выключателя) определяют следующим образом:

,

где

— учитывает график работы генератора (- число часов использования установленной мощности генератора);

, — частота отказов и среднее время восстановления трансформатора (автотрансформатора);

— вероятность ремонтного состояния блока, определяемая следующим выражением:

,

где

,, , — показатели ремонтируемого элемента (в данном случае энергоблока).

Так как известны характерные графики нагрузки генератора в зимние и летние сутки, то число часов использования установленной мощности,, определяют как:

,

где

, — электроэнергия, вырабатываемая генератором за зимние и летние сутки,;

, — число рабочих суток в зимнем и летнем сезонах.

Если генератор включен в блок с повышающим автотрансформатором (АТБ), то между АТБ и генератором всегда предусматривается выключатель (генераторный ВГ).

Среднегодовой недоотпуск электроэнергии определяется, как:

,

где

и — частота отказов и среднее время восстановления генераторного выключателя.

Для АТБ и АТС необходимо также учитывать потерю транзитной мощности, но при условии, что при выходе из строя элемента (АТБ, АТС или ВГ) происходит аварийное снижение генерирующей мощности других энергоблоков.

Показатели надежности электрооборудования:

Параметр потока отказов, ;

Среднее время восстановления, ;

Частота текущих ремонтов, ;

Продолжительность текущего ремонта, .

По [1], стр. 487−499:

Таблица 4

Оборудование

,

,

,

,

Энергоблок

10,5

45

8,9

155,4

Энергоблок

9,8

45

8,0

149,4

Энергоблок

29,45

70

3,64

345,1

Трансформаторы с

0,075

95

1,0

30

Трансформаторы с

220

1,0

50

Воздушные выключатели

0,04

20

0,2

40

Воздушные выключатели

0,02

20

0,2

45

Воздушные выключатели

0,15

60

0,2

133

* - для однофазных трансформаторов;

** - для трехфазных трансформаторов.

Для энергоблока:

Продолжительность агрегато-года:

.

Частота плановых остановов:

.

Параметр потока отказов, приведенный к календарному году:

.

Продолжительность планового простоя, приведенная к календарному году:

.

Для энергоблока:

Продолжительность агрегато-года:

.

Частота плановых остановов:

.

Параметр потока отказов, приведенный к календарному году:

.

Продолжительность планового простоя, приведенная к календарному году:

.

Для энергоблока:

Продолжительность агрегато-года:

.

Частота плановых остановов:

.

Параметр потока отказов, приведенный к календарному году:

.

Продолжительность планового простоя, приведенная к календарному году:

.

Число часов использования установленной мощности:

.

Вероятность ремонтного состояния блока:

.

Вероятность ремонтного состояния блока:

.

Вероятность ремонтного состояния блока:

.

Вероятность ремонтного состояния АТБ:

Вероятность ремонтного состояния АТС:

.

Недоотпуск электрической энергии от блока, присоединенного к РУ-500, из-за отказа ТБ или ВГ:

Недоотпуск электрической энергии от блока, присоединенного к РУ-500, из-за отказа ТБ или ВГ:

Недоотпуск электрической энергии от блока, присоединенного к РУ-110, из-за отказа ТБ или ВГ:

Недоотпуск электрической энергии от блока, присоединенного к РУ-110, из-за отказа ТБ или ВГ:

Недоотпуск электрической энергии от генератора из-за отказа АТБ или ВГ (Рис. 4.3.):

Оценим возможные последствия отказов АТС (Рис. 4.2.).

Ранее указывалось (при выборе АТС), что даже один АТС сможет передать максимальный переток мощности.

Определим длительность отказа одного АТС в период ремонта второго АТС:

Так длительность очень мала, то такие аварийные ситуации можно не учитывать.

Оценим последствия потери транзитной мощности из-за отказов АТБ (Рис. 4.3.).

При выборе АТБ было проверено, что выход из строя даже одного блока из АТБ не приведет к нарушению связи между РУ, и вся необходимая мощность на РУ-110 сможет быть передана. Выход из строя одного блока во время ремонта второго маловероятен. Плюс к этому после оперативных переключений в работе останется один АТБ. Таким образом, связь между РУ не нарушается и РУ-110 всегда обеспечено достаточным количеством электроэнергии.

Недоотпуска энергии энергосистеме в случае отказа блоков не будет, так как резерв в системе составляет (а максимальная потеря генерирующей мощности на РУ-500, на РУ-110 —). Энергоснабжение потребителей местного (промышленного) района на РУ-110 очень надежно (так как всегда передается достаточное количество электроэнергии), поэтому математическим ожиданием недоотпуска электроэнергии местной нагрузке можно пренебречь.

Определим суммарный среднегодовой недоотпуск электрической энергии.

Для Схемы № 2(Рис. 4.2.):

.

Для Схемы № 3 (Рис. 4.3.):

.

Приняв удельный ущерб по [2], стр. 105., определим среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнергии. Ущерб будет только от недоотпуска электроэнергии в систему, так как ущерб потребителю (промышленному району на РУ-110) равен нулю, а косвенный ущерб (экологический, социальный и т. п.) в учебном проектировании не учитывается.

Для Схемы № 2 (Рис. 4.2.):

.

Для Схемы № 3 (Рис. 4.3.):

4.3 Расчет годовых издержек

Годовые издержки производства (годовые эксплуатационные расходы) складываются из трех составляющих:

,

где

— амортизационные отчисления (отчисления на реновацию и капитальный ремонт);

— норма амортизационных отчислений за 1 год;

— издержки на обслуживание электроустановки (на текущий ремонт и зарплату персонала);

— норма отчислений на обслуживание за 1 год;

— издержки, обусловленные потерями энергии в варианте проектируемой установки;

— удельные затраты на возмещение потерь,;

— годовые потери энергии,.

Для силового электротехнического оборудования и РУ установлены следующие нормы отчислений:

При, .

При, .

Амортизационные отчисления для Схемы № 2 (Рис. 4.2.):

.

Амортизационные отчисления для Схемы № 3 (Рис. 4.3.):

.

Определим издержки на обслуживание электроустановки.

Так как зависит от напряжения, то сперва вычислим из Таблицы 6.1. капитальные затраты на оборудование ниже и оборудование не меньше.

Для Схемы № 2 и:

Для Схемы № 2 и:

Для Схемы № 3 и:

Для Схемы № 3 и:

Издержки на обслуживание электроустановки для Схемы № 2:

.

Издержки на обслуживание электроустановки для Схемы № 3:

.

Для определения издержек из-за потерь энергии в установке, вычислим потери в трансформаторах и автотрансформаторах.

Так как на стадии проектирования подробные характеристики потребителей обычно отсутствуют, то расчет потерь энергии можно вести приближенно через время максимальных потерь ([1], стр. 546):

,

где

— время планового ремонта трансформатора в год.

— время наибольших потерь, определяемое через по [1], стр. 546.

Тогда

Для трансформаторов ТДЦ-400 000/500:

Для трансформаторов ТЦ-630 000/525/20:

Для трансформаторов ТДЦ-250 000/110:

Для трансформаторов ТДЦ-400 000/110:

Для АТС АТДЦТН-250 000/500/110:

Максимальные перетоки мощности берутся для нормального режима, так как аварийные и ремонтные режимы относительно кратковременны.

Для блока АТБ АТДЦТН-250 000/500/110:

где

;

;

;

Суммарные потери энергии для Схемы № 2:

.

Суммарные потери энергии для Схемы № 3:

.

ТСН можно не учитывать, так как они одинаковы в обоих вариантах структурных схем.

Приняв по [2], стр. 79. определим

Издержки, обусловленные потерями энергии для Схемы № 2 (Рис. 4.2.):

Издержки, обусловленные потерями энергии для Схемы № 3 (Рис. 4.3.):

Суммарные издержки для Схемы № 2:

.

Суммарные издержки для Схемы № 3

.

Таблица 5.

Схема № 2 (Рис. 4.2.)

Схема № 3 (Рис. 4.3.)

Капитальные затраты,

Ущерб,

Годовые издержки,

Приведенные затраты,

,

(по [1], стр. 545)

, то есть разница более 5%.

Поэтому окончательный выбор схемы производим исходя из трудноформализуемых показателей, то есть показателей, которые нельзя оценить в деньгах.

Окончательно в качестве структурной схемы выбираем схему Варианта № 2, так как она более проста в эксплуатации (здесь легче управлять потоками мощности между РУ 110 и 500 кВ).

5. ВЫБОР РУ-110 и РУ-500

5.1 Выбор РУ-500кВ

Согласно НТП, примем полуторную схему.

Рис. 6 Полуторная схема

5.2 Выбор ОРУ — 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 В Л 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.

В настоящее время более выгодным экономически является сооружение ОРУ. Поэтому принимаем вариант с открытым распределительным устройством на 110 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).

Рассмотрим два варианта схемы — схему с двумя несекционированными системами сборных шин с одним шиносоединительным выключателем и с обходной системой шин и схему с двумя несекционированными системами сборных шин с двумя последовательными шиносоединительными выключателями и с обходной системой шин.

Вариант 1. Схема с двумя несекционированными системами сборных шин с одним шиносоединительным выключателем и с обходной системой шин. Нормально обе системы шин находятся под напряжением, и шиносоединительный выключатель включен. Установим, что за 1СШ закреплены T7, АТС1, W1, W3, W5 а за 2СШ закреплены T6, АТС2, W2, W4, W6.

Рис. 7

Частота отказов выключателей 110 кВ:

Определим частоту отказов выключателей 110 кВ. Согласно [1], воздушный выключатель на 110 кВ обладает следующими параметрами:

Таблица 6

Элемент

, 1/год

TВ, ч/1

, 1/год

TР, ч/1

Выключатель воздушный 110 кВ

0,02

20

0,2

45

2. Составим горизонтальный ряд ремонтных режимов выключателей и определим вероятность ремонтного режима по формуле:

;

3. Вероятность нормального состояния схемы есть величина обратная:

; где N — количество выключателей в схеме;

В рассматриваемой схеме установлены генераторные выключатели, этот факт необходимо учитывать, так как генераторные выключатели (ВГ) снижают число операций выключателями РУ 110, что приводит к уменьшению вероятности, однако, ВГ сами подвержены отказам.

Вероятность ремонтного состояния блока:

.

Вероятность нормального состояния блока:

Заполняем таблицу расчетных связей:

Обозначения

Частота отказов

Теряемая генерирующая мощность и средняя продолжительность аварии в режиме

Нормальном

qo=0,99

ремонтном q=0,001

Q1

Q2

Q3

Q4

Q5

Q6

Q7

Q8

Q9

Q10

Q0

QA

Q1

0,02

220/1

-

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

Q2

0,02

220/1

220/42,6

-

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/1

Q3

0,02

220/1

220/1

220/1

-

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

Q4

0,02

220/1

220/42,6

220/42,6

220/42,6

-

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/1

Q5

0,02

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

-

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

Q6

0,02

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

-

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

Q7

0,02

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

-

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

Q8

0,02

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

-

220/1

220/1

220/1

220/1

Q9

0,02

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

-

220/1

220/1

220/1

Q10

0,02

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

-

220/1

220/1

Q0

0,02

-

220/1

220/42,6

220/1

220/42,6

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

-

-

QA

0,02

440/1, 220/1

440/1, 220/1

440/1, 220/1

440/1, 220/1

440/1, 220/1

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой