Конструирование электрических установок ТЭЦ-430

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Введение

Единая энергетическая система (ЕЭС) России - это уникальный электроэнергетический комплекс, объединяющий 66 энергосистем (их общее число - 75), около 600 электростанций с установленной мощностью примерно 216 млн. кВт, более 2,5 млн. км линий электропередачи всех классов напряжений, в том числе около 440 тыс. км высоковольтных сетей от 110 до 1150 кВ, силовые трансформаторы общей мощностью почти 560 млн. кВА. ЕЭС обеспечивает параллельную работу региональных энергосистем с единой частотой электрического тока.

Причем соотношение электроэнергии, производимой на тепловых (ТЭС), гидравлических (ГЭС) и атомных (АЭС) электростанциях в последние годы остается почти неизменным. В 1998 году при производстве всего по стране 827,2 (ЕЭС - 774,0) млрд. кВтч доля ТЭС составила примерно 68,2%, ГЭС - 19,3% и АЭС - 12,5%. Отпуск тепловой энергии по энергосистемам России составил около 565 млн.Гкал.

Надежная работа ЕЭС России обеспечивается отечественным электрооборудованием. Наша электропромышленность создала самый крупный в мире двухполюсный турбогенератор мощностью 1200 МВт, серию турбогенераторов с водородно-водяным, водомасляным и полностью водяным охлаждением на весь диапазон мощностей, необходимых для энергетики, принципиально новые асинхронизированные синхронные турбогенераторы, гидрогенераторы предельных мощностей, силовые трансформаторы для всей гаммы необходимых мощностей.

В России освоены: самое высокое в мире рабочее напряжение - 1150 кВ, линии электропередачи; подстанции системообразующей сети 500 - 750 - 1150 кВ, которые также оснащены отечественным оборудованием.

В отличие от зарубежных энергообъединений, ЕЭС России за последние 50 лет практически не имела крупных системных аварий. Устойчивая работа ЕЭС России стала возможной благодаря эффективному централизованному диспетчерскому управлению (ЦДУ) ЕЭС России режимами работы энергосистем, внедрению отечественных научных разработок в области живучести энергосистем, совершенной системе противоаварийной автоматики и релейной защиты.

За счет перехода региональных энергосистем страны от изолированной работы к функционированию в составе ЕЭС России достигается огромный межсистемный эффект. В частности уменьшается потребность в установленной мощности на величину порядка 7 млн. кВт и капитальных вложениях - на 6 млрд.долларов, снижаются приведенные затраты на 1 млрд.долларов, и затраты на топливо - на 82 млн.долларов в год.

Однако сегодня в работе ЕЭС России существуют сложные проблемы, требующие решения. В частности, переход электроэнергетики на самофинансирование при государственном регулировании тарифов на энергию резко ограничил ее финансовые возможности. Объем инвестиций в отрасль сократился с 1990 по 1998 г. в три раза, темпы ввода в действие генерирующих мощностей - до 1,5 млн. кВт в год, среднегодовые вводы в эксплуатацию электрических сетей уменьшились почти в три раза.

Крайне острой проблемой в энергетике является то, что за последние годы значительно возрос объем основных фондов, отработавших нормативный ресурс. Причем, темпы нарастания объемов этого оборудования значительно превышают темпы его обновления. В настоящее время в ЕЭС России находится в эксплуатации оборудование мощностью 30 млн. кВт, отработавшее ресурс. В 2010г. объем такого оборудования составит около 110 млн. кВт, т.е. почти 50% установленной мощности электростанций.

Не в лучшем состоянии находятся тепловые и электрические сети, подстанции. В настоящее время 5 тыс.км линий электропередачи 110 - 220 кВ и соответствующие подстанции общей мощностью 8 млн. кВА подлежат замене. К 2010 потребуется реконструкция 20 тыс. км таких сетей.

Поэтому, если не произойдет коренного увеличения инвестиций в электроэнергетику, то уже с 2005г. может начаться неуправляемый процесс выбытия энергомощностей и электросетевых объектов

Другой важной проблемой развития ЕЭС России является создание и внедрение современного эффективного оборудования с высокими технико-экономическими и экологическими характеристиками на базе отечественного оборудования, экологически чистых энергоблоков на твердом топливе с котлами с циркулирующим кипящим слоем, отвечающих международным требованиям безопасности.

В последнее время была разработана Программа развития ЕЭС России до 2010 г., в которой предусматриваются меры по обеспечению надежного и эффективного удовлетворения спроса на электрическую и тепловую энергию в условиях формирования и функционирования общероссийского оптового рынка и региональных рынков электрической энергии и мощности. В этой Программе техническое перевооружение ТЭС в период до 2010 г. предусматривается за счет демонтажа устаревшего оборудования (25 млн. кВт) и замены его на новое (19 млн. кВт), также намечается продление срока службы оборудования (48 млн. кВт).При этом предусматривается демонтаж устаревшего оборудования ТЭС с низкими параметрами пара и продление ресурса службы оборудования с высокими параметрами пара, в том числе для конденсационных станций - с давлением 13 МПа и выше, теплофикационных - 9 МПа и выше.

электрическая схема генератор ток трансформатор

2. Разработка главной электрической схемы

2.1 Требования. Порядок расчета

Главная схема электрических соединений электростанции - это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии ), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

Главная электрическая схема в значительной мере определяет основные качества электрической части станции, а также в определенной степени и качества электростанции в целом: надежность, экономичность, ремонтопригодность, безопасность обслуживания, удобство эксплуатации, удобство размещения элетрооборудования, возможность расширения и т. д.

Процесс разработки главной электрической схемы можно разделить на следующие этапы: выбор генераторов и их систем возбуждения, выбор схемы присоединения электростанции к энергосистеме; выбор структурной (принципиальной) схемы; выбор целесообразного способа ограничения токов к. з.; выбор схем электрических соединений РУ на всех основных напряжениях; расчет токов к.з. и выбор электрических аппаратов и проводников.

2.2 Выбор генераторов

Для выработки электроэнергии на современных электрических станциях применяют синхронные генераторы трехфазного переменного тока.

На проектируемой ТЭЦ подлежат к установке теплофикационная турбина типа Т110/120 с регулируемым отбором пара для получения горячей воды и турбины типа Р100 с противодавлением.

Единичные мощности турбоагрегатов выбирают исходя из условия:

Рном.г Рном.турб.

В соответствии с этим принимаем к установке турбогенератор типа ТВФ1102ЕУ3 с водородно-форсированным охлаждением, принадлежащий к единой унифицированной серии, который служит для работы в районах с умеренным климатом, в закрытых помещениях с естественной вентиляцией и турбогенератор типа ТВФ-120-2У3 с номинальной мощностью 100 МВт, с водородно-форсированным охлаждением обмоток, принадлежащий к единой унифицированной серии, который служит для работы в районах с умеренным климатом, в закрытых помещениях с естественной вентиляцией .

Турбогенератор типа ТВФ-110-2ЕУЗ с номинальной частотой вращения 3000 об/мин имеет номинальную полную мощность 137,5 МВА.

Номинальный ток ротора, т. е. наибольший ток возбуждения генератора, при котором обеспечивается отдача генератором его номинальной мощности при отклонении напряжения статора в пределах 5% номинального значения и при номинальном коэффициенте мощности cos

составляет 7,56 кА. В генераторах серии ТВФ применяется косвенное охлаждение обмоток статора водородом и непосредственное (форсированное) охлаждение обмоток ротора.

При косвенном охлаждении охлаждающий газ ( водород ) с помощью вентиляторов, встроенных в торцы ротора, подается внутрь генератора и прогоняется через немагнитный зазор и вентиляционные каналы. При этом охлаждающий газ не соприкасается с проводниками обмоток статора и ротора и тепло, выделяемое ими, передается газу через значительный «тепловой барьер» - изоляцию обмоток.

Водородное охлаждение очень эффективно, так как водород имеет большой коэффициент теплоотдачи, высокую теплопроводность, что предопределяет малое тепловое сопротивление прослоек водорода в изоляции и зазорах пазов. За счет невысокой плотности водорода уменьшаются вентиляционные потери, в результате чего К.П.Д. генератора увеличивается. Отсутствие окисления изоляции в среде водорода повышает надежность работы генератора и увеличивает срок службы изоляции обмоток. К достоинствам водорода относится и то, что он не поддерживает горения, поэтому в генераторах с водородным охлаждением можно отказаться от устройства пожаротушения.

Генераторы с косвенным водородным охлаждением могут при необходимости работать и с воздушным охлаждением, но при этом их мощности соответственно снижаются. Источником водорода на современных ТЭС являются электролизные установки, в которых водород получают путем электролиза воды. В отдельных случаях водород доставляется в баллонах с электролизных заводов.

При непосредственном охлаждении охлаждающее вещество ( газ или жидкость ) соприкасается с проводниками обмоток генератора, минуя изоляцию и сталь зубов, т.е. непосредственно.

Генераторы с непосредственным водородным охлаждением на воздушном охлаждении работать не могут, так как обмотка рассчитанная на форсированное охлаждение водородом, при работе на воздушном охлаждении перегреется и выйдет из строя. Поэтому при появлении больших утечек водорода из генератора, сопровождающихся глубоким и быстрым снижением давления водорода, генератор с непосредственным охлаждением должен быть аварийно разгружен и отключен от сети. Включение в сеть отключенного генератора может быть произведено лишь после устранения утечек и перевода его на углерод, если для отыскания утечек он был переведен на воздух.

В генераторе ТВФ-110-2ЕУЗ давление водорода в корпусе поддерживается 196 кПа. Чем выше избыточное давление водорода, тем эффективнее охлаждение генератора, и, следовательно, при одних и тех же размерах генератора можно увеличить его номинальную мощность. Однако при избыточном давлении более 0,4 - 0,6 МПа прирост мощности генератора не оправдывает затрат на преодоление возникающих при этом технических трудностей ( усложнение работы, уплотнении и изоляции обмоток ).

Обмотки ротора генератора получают питание от специального источника постоянного тока - возбудителя типа СДН-310-1900-2УХЛ4.

Система возбуждения ВЧ - возбуждение от машинного возбудителя переменного тока повышенной частоты, соединенного непосредственно с валом генератора через отдельно стоящее выпрямительное устройство. Система возбуждения должна быть надежной и экономичной, допускать регулирование тока возбуждения в необходимых пределах, быть достаточно быстродействующей, а так же обеспечивать потолочное возбуждение при возникновении аварии в сети.

Турбогенератор типа ТВФ-120-2УЗ с номинальной частотой вращения 3000 об/мин имеет номинальную полную мощность 125 МВА.,

Номинальный ток ротора, т. е. наибольший ток возбуждения генератора, при котором обеспечивается отдача генератором его номинальной мощности при отклонении напряжения статора в пределах 5% номинального значения и при номинальном коэффициенте мощности cos составляет 6,875 кА. В генераторах серии ТВФ применяется косвенное охлаждение обмоток статора водородом и непосредственное (форсированное) охлаждение обмоток ротора.

При косвенном охлаждении охлаждающий газ ( водород ) с помощью вентиляторов, встроенных в торцы ротора, подается внутрь генератора и прогоняется через немагнитный зазор и вентиляционные каналы. При этом охлаждающий газ не соприкасается с проводниками обмоток статора и ротора и тепло, выделяемое ими, передается газу через значительный «тепловой барьер» - изоляцию обмоток.

Водородное охлаждение очень эффективно, так как водород имеет большой коэффициент теплоотдачи, высокую теплопроводность, что предопределяет малое тепловое сопротивление прослоек водорода в изоляции и зазорах пазов. За счет невысокой плотности водорода уменьшаются вентиляционные потери, в результате чего К.П.Д. генератора увеличивается. Отсутствие окисления изоляции в среде водорода повышает надежность работы генератора и увеличивает срок службы изоляции обмоток. К достоинствам водорода относится и то, что он не поддерживает горения, поэтому в генераторах с водородным охлаждением можно отказаться от устройства пожаротушения.

Генераторы с косвенным водородным охлаждением могут при необходимости работать и с воздушным охлаждением, но при этом их мощности соответственно снижаются. Источником водорода на современных ТЭС являются электролизные установки, в которых водород получают путем электролиза воды. В отдельных случаях водород доставляется в баллонах с электролизных заводов.

При непосредственном охлаждении охлаждающее вещество ( газ или жидкость ) соприкасается с проводниками обмоток генератора, минуя изоляцию и сталь зубов, т.е. непосредственно.

Генераторы с непосредственным водородным охлаждением на воздушном охлаждении работать не могут, так как обмотка рассчитанная на форсированное охлаждение водородом, при работе на воздушном охлаждении перегреется и выйдет из строя. Поэтому при появлении больших утечек водорода из генератора, сопровождающихся глубоким и быстрым снижением давления водорода, генератор с непосредственным охлаждением должен быть аварийно разгружен и отключен от сети. Включение в сеть отключенного генератора может быть произведено лишь после устранения утечек и перевода его на углерод, если для отыскания утечек он был переведен на воздух.

В генераторе ТВФ-120-2УЗ давление водорода в корпусе поддерживается 196 кПа. Чем выше избыточное давление водорода, тем эффективнее охлаждение генератора, и, следовательно, при одних и тех же размерах генератора можно увеличить его номинальную мощность. Однако при избыточном давлении более 0,4 - 0,6 МПа прирост мощности генератора не оправдывает затрат на преодоление возникающих при этом технических трудностей ( усложнение работы, уплотнении и изоляции обмоток ).

Обмотки ротора генератора получают питание от специального источника постоянного тока - возбудителя типа ВТД4903000У3.

Система возбуждения ВЧ - возбуждение от машинного возбудителя переменного тока повышенной частоты, соединенного непосредственно с валом генератора через отдельно стоящее выпрямительное устройство. Система возбуждения должна быть надежной и экономичной, допускать регулирование тока возбуждения в необходимых пределах, быть достаточно быстродействующей, а так же обеспечивать потолочное возбуждение при возникновении аварии в сети.

Турбогенераторы типа ТВФ-110-2ЕУ3 и ТВФ-120-2У3 принадлежат к единой унифицированной серии и предназначены для работы в районах с умеренным климатом, в закрытых помещениях с естественной вентиляцией.

Таблица: Параметры генераторов

Тип ген-ра	S ном, МВт	Рном, МВт	Uном, кВ	cos,н	Iном, Ка	,	Хd, о.е	Хd, о.е
ТВФ- 110 - 2ЕУ3	137,5	110	10,5	0,8	7,56	98,4	0,189	0,271
ТВФ - 120 - 2У3	125	100	10,5	0,8	6,875	98,4	0,192	0,278

2.3 Проектирование структурной схемы

Схема трансформаторных соединений между генераторами и распределительными устройствами ( РУ ) основных напряжений называется структурной ( принципиальной ) электрической схемой. Она определяет распределение генераторов между РУ различных напряжений и выполнение электромагнитных связей (трансформаторных, автотрансформаторных) между последними.

В большинстве случаев выбор структурной схемы базируется на технико-экономических вариантных расчетах. Порядок выбора структурной схемы следующий:

а) составляют ряд технически возможных вариантов структурной схемы;

б) для каждого варианта выбирают трансформаторы и автотрансформаторы;

в) повариантно определяют технико-экономические показатели и приведенные затраты;

г) на основании анализа результатов расчета, а также качеств, не вошедших в приведенные затраты, выбирают наилучшее решение.

Выбор принципиальной схемы осуществляется с учетом:

места строительства ТЭЦ, очередности вводов блоков в работу. Строительство ТЭЦ осуществляется так, чтобы в начале обеспечить электрической энергией и теплом местных потребителей.

к началу второго этапа предполагается, что местный потребитель будет полностью обеспечен теплом и электрической энергией с шин ТЭЦ.

выбор принципиальной схемы ТЭЦ осуществляется на основе требований надежности связи станции с системой и надежностью электрического снабжения потребителей, определяющих необходимость резервирования.

Число трансформаторов выбираются таким образом, чтобы не нарушалась связь ТЭЦ с системой электрического снабжения потребителей, поэтому необходимо установить не менее двух трансформаторов связи.

2.3.1 Выбор блочных трансформаторов

Номинальная мощность блочного трансформатора выбирается из суточных графиков нагрузки, который совпадает с графиком нагрузки генератора. Поэтому Sном выбирается по номинальной мощности генератора:

; [МВА]

где: Sрасч - расчетная мощность;

Для блочных трансформаторов Sрасч = 129,25 МВА; Sрасч = 101,75 МВА

Sрасч = 117,5 МВА; Sрасч = 92,5 МВА

Расчет и выбор блочных трансформаторов в (П. 1)

Выбираем в качестве блочных трансформаторов, трансформаторы типа:

Вариант 1

Т1,Т2: ТДЦН125000/110

Sном = 125 МВА; Uвн = 121кВ; Uнн = 10,5 кВ; Рх = 120 кВт; Рк = 400 кВт.

Т3: ТДЦ125000/110

Sном = 125 МВА; Uвн = 121кВ; Uнн = 10,5 кВ; Рх = 120 кВт; Рк = 400 кВт.

Т4: ТДЦ125000/110

Sном = 125 МВА; Uвн = 121Кв; Uнн = 10,5 кВ; Рх = 120 кВт; Рк = 400 кВт.

Вариант 2

Т3,Т4: ( аналогичен « Т3,Т4 » варианту 1 )

Вариант 3

Т3,Т4,Т5: ( аналогичен « Т3 » варианту 1 и 2)

Т6: ( аналогичен « Т4 » варианту 1 и 2 )

2.3.2 Выбор трансформаторов связи

Трансформаторы связи должны обеспечивать выдачу в энергосистему всей активной и реактивной мощности генераторов за вычетом нагрузок собственных нужд и нагрузок распределительного устройства генераторного напряжения.

Мощность, передаваемая через трансформатор, определяется с учетом различных значений cos генераторов, нагрузки и потребителей собственных нужд

S = ,

где г,Qг - суммарная активная и реактивная мощность генераторов, присоединенных к сборным шинам;

н, Qн - активная и реактивная нагрузка на генераторном напряжение;

сн, Qсн - активная и реактивная нагрузка собственных нужд.

Расчет и выбор трансформаторов связи в ( П. 1)

Выбираем к установке в качестве трансформаторов связи трансформаторы типа:

Вариант 2

ТС1,ТС2: ТДЦН - 125000/110

Sном = 125 МВА; Uвн = 115кВ; Uнн = 10,5 кВ; Рх = 120 кВт; Рк = 400 кВт.

Вариант 3

ТС1,ТС2: ТДН 25000/110

Sном = 25 МВА; Uвн = 115кВ; Uнн = 10,5 кВ; Рх = 25 кВт; Рк = 120 кВт.

Таблица: Параметры трансформаторов.

Тип	Sном мВА	Напряжение Обмоток, кВ	Потери,кВт	Uк %	Iх %	Цена Тыс. руб
		ВН	НН	Рх	Рк
ТДЦ 125000/110	125	121	10,5	120	400	10,5	0,55	140
ТДЦН 125000/110	125	121	10,5	120	400	10,5	0,55	196
ТДН-25000/110	25	115	10,5	25	120	10,5	0,65	65,5

2.4 Технико-экономический расчет

Окончательный выбор принципиальной схемы станции производят на основании технико-экономического расчета. В большинстве случаев основным параметром на основании которого производят выбор того или иного варианта являются приведенные затраты

З = Р н К + И + У,

где

Рн = 0,12 [1/год] - нормативный коэффициент эффективности, который соответствует сроку окупаемости в течение 8 лет

К - капиталовложение, учитывает стоимость трансформаторов и РУ;

И - годовые эксплутационные издержки, тыс.руб;

У - ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс.руб.

Капиталовложения при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяют по укрупненным показателям стоимости элементов схемы, отнесенной к единице основного оборудования (трансформатору, ячейки РУ и др.), включающие стоимости оборудования, строительных и монтажных работ,а также накладные расходы.

Капиталовложения в РУ



Оборудование	Стоимость, тыс. руб.	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3
		Кол-во	Стоимость	Кол-во	Стоимость	Кол-во	Стоимость
1. Ячейка выключателя ВН 110 кВ	64,1	4	256,4	4	256,4	6	384,6
2. Ячейка выключателя НН 10,5 кВ	17,6	4	70,4	6	105,6	6	105,6
3. Ячейка секционного выключателя НН 10,5 кВ	24,5			1	24,5
4. Сумма по вариантам	326,8	386,5	490,2

Капиталовложения в трансформаторы:

К тр-ра = К тр-ра n

где - коэффициент, учитывающий затраты на транспортировку и монтаж оборудования на станции (для напряжения 110 кВ и номинальной мощности трансформатора более 32 МВА = 1.5, а менее или равной 32 МВА = 1.7)

n - число трансформаторов

коэффициент, учитывающий стоимость трансформатора в настоящее время принимается равным 15

Вариант 1

Кт = (1,5 196 2 15 ) + (1,5 140 2 15 ) = 15120 тыс. руб.

Вариант 2

Кт = (1,5 196 2 15 ) + (1,5 140 2 15 ) = 15120 тыс. руб.

Вариант 3

Кт = (1,5 140 4 15 ) + (1,7 65,5 2 15 ) = 15940,5 тыс. руб

Капиталовложения складываются из двух составляющих:

К = Кру 1 + Кт.

1 коэффициент, учитывающий стоимость ячеек выключателей в настоящее время принимается равным 10

Вариант 1

К = ( Кру 1 + Кт ) = 326,8 10 + 15120 = 18388 тыс. руб.

Вариант 2

К = ( Кру 1 + Кт ) = 386,5 10 + 15120 = 18985 тыс. руб.

Вариант 3

К =( Кру 1 + Кт ) = 490,2 10 + 15940,5 = 20842,5 тыс. руб.

Вторая составляющая расчетных затрат - годовые эксплуатационные издержки И - слагаются из отчислений на амортизацию оборудования, обслуживание и текущий ремонт, а также стоимости электроэнергии, теряемой ежегодно в трансформаторах, реакторах и линиях.

И = И а + И о + И по т

где И а - амортизационные издержки

И а = а К,

где а = 6,4 %

И о - издержки на обслуживание станции

И о = в К,

где в = 3, если на ЭС U ВН 150 кВ

в = 2, если на ЭС U ВН 220 кВ

Ипо т- издержки на потери электроэнергии в трансформаторах

И по т = W,

где - удельные затраты на возмещение потерь,

= 0,26 руб./кВт;

W - потери энергии в трансформаторах.

Годовые потери энергии в трансформаторах и автотрансформаторах - ?Wт, [кВтч/год]

?Wт = Рх 24 (Nз +Nл) + Рк Nз ?ti + Рк Nл ?tj

где: Рх, Рк - потери холостого хода и к.з. трансформатора, кВт;

Nз, Nл - число рабочих суток в зимнем и летнем сезонах года;

Si, Sj -нагрузка i-й и j-й ступеней зимнего и летнего графиков нагрузки,кВт;

?ti, ?tj - длительности ступеней, ч.

Суммарные годовые потери по вариантам:

Вариант 1

?Wпот = 13,237 10 кВт;

Вариант 2

?Wпот = 13,237 10 кВт;

Вариант 3

?Wпот = 15,004 10 кВт;

Стоимость годовых потерь электроэнергии по вариантам

Вариант 1

?Wпот = 3441,620 тыс.руб.

Вариант 2

?Wпот = 3441,620 тыс.руб.

Вариант 3

?Wпот = 3901,040 тыс.руб.

Для определения третьей составляющей расчетных затрат - ущерба - необходимо ввести такое понятие как показатели надежности элементов. Элементы электроустановок относятся к категории восстанавливаемых (ремонтируемых) изделий. Основными показателями надежности такого рода элементов являются:

частота отказов ,1/год, оценивается средним числом отказов на единицу изделия в единицу времени (принимаемой равной 1 году);

среднее время восстановления Тв,ч/1 - это среднее время, необходимое для восстановления работоспособности элемента.

Показатели надежности элементов определяют на основании обработки статистических данных о многолетней работе оборудования в условиях эксплуатации:

,

где m - число отказов за Т наблюдаемых лет;

n - число наблюдаемых единиц оборудования данного вида.

,

где 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 . Такими показателями являются частота плановых ремонтов ,1/год и средняя продолжительность планового ремонта Тр,ч/1.

Все показатели надежности элементов рассмотриваемых структурных схем сведем в таблицу

Таблица: Показателей надежности

Элемент	год	Тв,ч/1	год	Тр,ч/1
Энергоблок	8	49	1,0	117
Трансформатор,подключенный к РУВН (110кВ), > 80 МВА	0,075	95	1,0	30
Генераторный выключатель 10 кВ	0,01	26	0,14	10

Расчет показателей надежности для энергоблока в (П. 2)

При расчете ущерба от недоотпуска электроэнергии в систему необходимо рассмотреть те отказы, которые приводят к потери генерирующей мощности, и рассчитать частоту аварийных отключений генераторов и среднюю длительность их простоев.

Отказ трансформатора блока приводит к аварийной потери мощности генератора на время восстановления трансформатора и генераторного выключателя, следовательно среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему составит:

?Wген = Рном.г (1- qбл)(щтТвг + щвТв)

Туст =

?Wген - потеря энергии из-за отказа БТ

- множитель, который учитывает график работы генератора

щт - частота отказа трансформатора;

Твт - время восстановления трансформатора;

щв, Тв - частота отказов и среднее время восстановления генераторного выключателя;

(1-qбл) - вероятность рабочего состояния генератора

q бл = ,

где qр - вероятность ремонтного состояния;

Тв, Тр - показатели ремонтируемого элемента

При отказе трансформатора связи среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему составит:

?Wген = (1- qтс)щтсТвтс,

где - недоотпуск мощности при отказе трансформатора связи

Расчет среднегодового недоотпуска электроэнергии в систему в (П.2)

Суммарный среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему по вариантам:

Вариант 1.

?W = 2,492 10 6 кВтч/год;

Вариант 2.

?W = 1,94 10 6 кВтч/год;

Вариант 3.

?W = 2,492 10 6 кВтч/год.

Ущерб энергосистеме:

У = у0 ?Wвар

где: у0 - удельный ущерб, руб/кВтч

?Wвар - суммарный недоотпуск эл. энергии в систему, кВтч/год

yo = 0,15 руб/кВтч

Ущерб энергосистеме по вариантам:

Вариант 1.

Ус = 373,8 тыс.руб.;

Вариант 2.

Ус = 291 тыс.руб.;

Вариант 1.

Ус = 373,8 тыс.руб..

Определение приведенных затрат

З = 0,12К + 0,064К + 0,02К +W + У = 0,204К+W + У

Таблица: Технико-экономические показатели вариантов структурной схемы ТЭЦ. Приведенные затраты

Наименование затрат	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3
К, тыс. руб.	18388	18985	20842,5
0,214К, тыс. руб.	3441,620	3441,620	3901,040
214 К+W, тыс. руб.	7376,652	7504,41	8361,335
У = у0 ?Wвар, тыс. руб.	373,8	291	373,8
З, тыс. руб.	7750,452	7795,41	8735,135
Сравнение в %	100	101,6	112,705

Вариант 1 и Вариант 2 являются конкурентно способными. В качестве структурной схемы проектируемой ТЭЦ принимаем вариант 1, так как проектируемая ТЭЦ характеризуется наличием малого числа близкорасположенных потребителей.

2.5 Расчет токов к.з.

2.5.1 Назначение и порядок выполнения расчетов

Расчеты токов к.з. производятся для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки вставок релейной защиты и автоматики.

При расчете к.з. применяются следующие допущения:

принимается, что фазы Э.Д.С. всех генераторов не изменяются (отсутствие качания генераторов) в течении всего процесса к.з.;

не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и независимыми от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;

пренебрегают намагничивающими токами силовых трансформаторов;

не учитывают, кроме специальных случаев, емкостные проводимости элементов короткозамкнутой цепи на землю;

считают, что трехфазная система является симметричной; влияние нагрузки на ток к.з. учитывают приближенно; при вычислении токов к.з. обычно пренебрегают активным сопротивлением цепи.

Указанные допущения наряду с упрощением расчетов приводят к некоторому преувеличению токов к.з. (погрешности практических методов расчета не превышают 10%, что принято считать допустимым).

Расчет токов при трехфазном к.з. выполняется в следующем порядке:

1. Для рассматриваемой энергосистемы составляется расчетная схема. Под расчетной схемой понимают упрощенную однолинейную схему электроустановки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на ток К.З.

2. По расчетной схеме составляется электрическая схема замещения. Схемой замещения называют электрическую схему, соответствующую по исходным данным расчетной схеме, но в которой все магнитные (трансформаторные) связи заменены электрическими.

3. Путем постепенного преобразования приводят схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания или группа источников, характеризующиеся определенным значением результирующей Э.Д.С. Ерез, были связаны с точкой к.з. одним результирующим сопротивлением Xрез. Точки к.з. указывают на расчетной схеме в коммутационных узлах всех напряжений, для которых необходимо рассчитать токи к.з. Расчетную точку к.з. намечают для аппаратов и проводников присоединения каждого вида. Ее месторасположения выбирают таким образом, чтобы через проверенное оборудование протекал наибольший возможный ток к.з., который и является расчетным.

4. Зная результирующую Э.Д.С. источника и результирующее сопротивление, по закону Ома определяют начальное значение периодической составляющей тока к.з. Iп.о., затем определяется ударный ток и, при необходимости, периодическая и апериодическая составляющие тока к.з. для заданного момента времени t.

2.5.2 Определение токов к.з.

Параметры элементов:

С: Sс = 4000 МВА; Г1, Г2,Г3: Рном = 110 МВт; Г4: Рном = 100 МВт;

Хс = 0,9 о.е.; Uном = 10,5 кВ; Uном = 10,5 кВ;

Ррез = 400 МВт; cos = 0,8 cos = 0,8;

L = 25 км; х “d = 0,189 о.е.; х”d = 0,192 о.е.;

Худ,л = 0,4 Ом/км.

ТБ1; ТБ2;ТБ3;ТБ4: Sном = 125 МВА;

n = 115/10,5;

Uк% = 10,5%;

Л1; Л2; Л3;Л4;Л5;Л6;Л7;Л8: худ = 0,4 Ом/км;

l = 25 км;

Расчет ведем в относительных единицах при приближенном приведении. Сущность такого приведения заключается в том, что для каждой ступени трансформации устанавливают среднее номинальное напряжение Uном,сред (по шкале номинальных напряжений) и при этом условно принимаем, что номинальные напряжения всех элементов, находящихся на одной ступени напряжения, одинаковы и равны соответствующим значениям по указанной шкале. Тогда коэффициент трансформации трансформатора (АТ) равен отношению Uном,сред тех ступеней, которые он связывает.

За базисную мощность принимаем Sб = 1000 МВА;

Базисное напряжение UбI = 115кВ;

UбII = 10,5кВ;

UбIII = 6,3кВ;

2.6 Выбор оптимального способа ограничения токов к.з.

2.6.1 Координация токов К.З. в современных энергосистемах

Рост генераторных мощностей современных энергосистем, создание мощных энергообъединений, рост мощностей нагрузок приводят с одной стороны к росту электровооруженности и производительности труда, к повышению надежности и устойчивости электроснабжения, а с другой стороны - к существенному повышению уровней токов К.З.

Максимальный уровень токов К.З. для сетей 35кВ и выше ограничивается параметрами выключателей, трансформаторов, проводников и другого электрооборудования, условиями обеспечения устойчивости энергосистемы, а в сетях генераторного напряжения, в сетях собственных нужд и в распределительных сетях - параметрами электрических аппаратов и токопроводов, термической стойкостью кабелей, устойчивостью двигательной нагрузки.

В настоящее время разработан комплекс мер, который позволяет регулировать уровни токов к.з., ограничивать их при развитии электроустановок. Однако применение таких средств не является самоцелью и оправдано только после специального технико-экономического обоснования.

Наиболее распространенными и действенными способами ограничения токов к.з. являются: секционирование электрических сетей, установка токоограничивающих реакторов, широкое использование трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения.

К специальным техническим средствам ограничения токов к.з. в первую очередь относятся токоограничивающие реакторы.

2.6.2 Выбор токоограничивающих устройств на генераторном напряжении ТЭЦ

При выборе токоограничивающих средств, стремятся снизить до нужных уровней токи к.з. не только на ТЭЦ, но и у потребителей. Допустимый ток к.з. на ТЭЦ определяется параметрами выключателей, изготовляемых заводами на данное номинальное напряжение, а также термической стойкостью головных участков кабельной питающей сети. Для потребителей требуется обычно более глубокое ограничение токов к.з., которое определяется термической стойкостью кабелей распределительных сетей потребителей и параметрами выключателей, установленных на РП.

На ТЭЦ с блочной структурной ( применение блоков генератор-трансформатор ) уже само по себе является мерой ограничение токов к. з. на генераторном напряжении. Поэтому на блочных ТЭЦ с генераторным напряжением 6-10 кВ обычно ограничиваются установкой реакторов на ответвлении к РУ, от которого отходят линии местной нагрузки. Эти групповые линейные реакторы ограничивают ток к. з. в РУ 6-10 кВ ТЭЦ, так и у потребителя

2.6.2.1 Выбор линейных реакторов

Линейные реакторы получили применение главным образом в РУ6-10кВ ТЭЦ, выдающих вырабатываемую энергию в кабельные сети. Они необходимы для защиты кабелей от чрезмерного нагревания при к.з., для уменьшения требуемой отключающей способности, а следовательно, и стоимости большого числа выключателей. Дополнительные затраты, связанные с установкой реакторов, и некоторое увеличение потерь напряжения и мощности с избытком окупаются экономией средств на сооружение распределительной сети. Повышается также надежность электроснабжения.

Потери напряжения в линейных реакторах в нормальном режиме невелики. Обычно они не превышают 2-3% среднего эксплутационного напряжения. При к.з. в сети реактор способствует поддержанию напряжения на сборных шинах станции, так как его сопротивление составляет большую часть результирующего сопротивления цепи. Следовательно, при к.з. в сети напряжение на сборных шинах станции снижается относительно мало, что способствует устойчивой работе приемников энергии, присоединенных к соседним реакторам. Это особенно важно при большой длительности замыкания, т.е. при использовании релейной защиты со значительным временем срабатывания.

На ТЭЦ с блочной структурной схемой ( блок генератор-трансформатор) линейный реактор подключается к ответвлению от генератора.

Предпочтение отдается групповым сдвоенным реакторам. Применение групповых реакторов экономичнее индивидуальных. Сдвоенные реакторы по сравнению с одинарными, во-первых, позволяют объединить большее число линий под один реактор и тем самым снижают капиталовложения, а во-вторых, они имеют меньшие потери напряжения в номинальном режиме. Правда, конструкция и монтаж их сложнее, чем у одинарных реакторов. Число линий, присоединенных к ветви группового реактора, не должно превышать трех, т.к. к.з. на кабельной линии вызывает глубокую посадку напряжения на всех секциях РП, которые питаются от ветви данного группового реактора.

Условия выбора линейных реакторов следующие:

- номинальное напряжение реактора должно соответствовать номинальному напряжению установки;

- рабочий ток утяжеленного режима Iутяж. через обмотку реактора не должен превосходить его номинального тока Iном.;

- сопротивление реактора хр должно обеспечивать ограничение тока к.з. до требуемого уровня Iк., дополнительные потери напряжения в реакторе Uр. в номинальном режиме не должны превышать 1,5-2%;

- ударный ток Iуд. При к.з. за реактором не должен превосходить значения тока электродинамической стойкости Iэд.max., а импульс квадратичного тока к.з. - гарантированного заводом значения.

Рабочий ток утяжеленного режима Iутяж. через обмотку реактора определяют из режима отказа одного блока для ТЭЦ с блочной структурной схемой:

Iутяж. = 1617,23А.

К рассмотрению выбирается реактор типа РБДГ - 10 - 2500.

Ток термической стойкости кабеля определяется следующим выражением:

Iтерм. = ;

где tотк. - время отключения К.З., равное сумме времени действия защиты и времени отключения выключателя, сек.;

Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока К.З., сек. (при К.З. за кабелем может быть принята 0,01сек., при К.З. за реактором - 0,1сек.);

S - поперечное сечение жилы кабеля, мм.;

С - функция от Uном., типа и материала жил кабеля, Ас/мм;

Для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией c алюминиевыми жилами при Uном. до 10кА, С = 92-100 Ас/мм .

Допускаемый ток К.З. у потребителя составляет:

IК 2, доп. =9,65 кА.

Допустимый ток К.З. в питающей сети равен току термической стойкости головного участка кабеля Iтерм. кб1 и составляет:

IК 1.доп = Iтерм. кб1 =14,23кА.

Сопротивление реактора определяется из условий ограничения тока к.з.

- за реактором

Xр = ;

- за кабелем

Хр = ;

где: Uб - базовое напряжение;

Iб - базовый ток, соответствующий данной ступени Uя;

Rкб1 и Хкб1 - активное и индуктивное сопротивления кабеля КБ1 питающей сети, о.е..

Определяющим оказалось сопротивление за реактором Хр = 0,3 Ом, поэтому к установке принимаем реактор типа РБДГ - 10 - 2500 - 0,35 УЗ,

Хр.ном =0,35 Ом.

Допустимость потерь напряжения в номинальном режиме составила:

Uр =

где: хр - сопротивление ветви обмотки, Ом;

I1, I2 -токи в ветвях обмотки сдвоенного реактора, А;

kсв.=М/L

коэффициент связи, равный отношению взаимной индукции М и индуктивности L ветви, о.е..

Проверка на термическую и электродинамическую стойкости показала, что выбранный реактор удовлетворяет требованиям термической и электродинамической стойкости.

Расчет и схема замещения в (П. 3)

Тип	Uном. кВ.	Iдл.доп. А.	Хном. Ом.	Iэл.дин.ст. кА.	Iтерм.ст. кА	tдоп.терм.ст. сек.
РБДГ	10	2500	0,35	37	14,6	8

Примечания: Р - реактор, Б - бетонный, Д - принудительное охлаждение с дутьем, Г - горизонтальная установка фаз; У - для работы в районах с умеренным климатом; З - для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией.

Схема участка распределительной сети.

Сечение кабеля питающей распределительной сети принимается равным 185 мм.

(Линии к РП выполняется из двух трехжильных кабелей сечением 3 х 185 мм).

2.7 Разработка схемы собственных нужд

2.7.1 Основные требования, источники электроснабжения

Процесс производства электроэнергии на ЭС полностью автоматизирован. Работа современных мощных котлов паротурбинных агрегатов ТЭЦ возможна только при участии множества вспомогательных рабочих машин (мельниц, дробилок, кранов, транспортеров, насосов, вентиляторов и др.), необходимых для приготовления и транспортировки топлива, подачи воздуха в камеры горения и удаления в них продуктов сгорания, удаление золы, подачи воды в котлы, поддержания вакуума в конденсаторах турбин, водоснабжения станции, перекачки горячей воды для теплоснабжения, вентиляции помещений и многого другого.

Большинство рабочих машин приводится в движение электродвигателями трехфазного переменного тока. Лишь для привода некоторых ответственных рабочих машин небольшой мощности применяют электродвигатели постоянного тока. Для привода питательных насосов котлов большой производительности, а также дутьевых вентиляторов, котлов, работающих при избыточном давлении, используют паровые турбины. Значительное количество электроэнергии расходуется во вспомогательных цехах, мастерских, для освещения станции, управления и контроля. Таким образом, ЭС не только вырабатывают, но также потребляют электрическую и тепловую энергию, необходимую для обеспечения нормальной работы основных агрегатов.

Для электроснабжения электродвигателей рабочих машин ЭС, а также других приемников энергии предусматривают ряд понижающих трансформаторов, присоединяемых к генераторам и ГРУ станций. Поскольку мощность электродвигателей лежит в пределах от нескольких киловатт до нескольких тысяч киловатт, целесообразно иметь распределительные сети и соответствующие РУ двух ступеней Uя: 6кВ для электродвигателей мощностью 200кВт и выше и 380/220В для электродвигателей меньшей мощности и освещения. Для электроснабжения электродвигателей постоянного тока предусматривают электродвигатели - генераторы, преобразующие переменный ток в постоянный.

Таким образом, основными источниками электроэнергии для собственных нужд станции являются генераторы и электрическая система в целом. Вместе с тем, как показывает опыт эксплуатации, необходимы также независимые от энергосистемы источники энергии ограниченной мощности для частичного резервирования основных источников энергии при нарушении нормальной работы главных агрегатов или станции в целом, резком снижении напряжения в системе и других аномальных явлениях. Независимые источники энергии небольшой мощности в виде аккумуляторных батарей необходимы также для обеспечения электроэнергией особо ответственных электродвигателей, системы управления станции и освещения ее в аварийных условиях.

Элементы станции, необходимые для ее экономичной и надежной работы: рабочие машины с приводными электродвигателями (паровыми турбинами ), приемники электроэнергии всех видов, электрические сети, РУ, понижающие трансформаторы, независимые источники электроэнергии, а также соответствующая система управления составляют систему собственных нужд ЭС.

Нормальная работа ЭС и безопасность ее обслуживания возможны только при условии надежной работы системы СН. Согласно ПУЭ потребители системы СН ЭС отнесены к 1-ой категории и их электроснабжение должно быть обеспечено по двум независимым электрическим цепям. Перерыв электроснабжения допускается лишь на время действия устройств автоматического ввода резерва (АВР). Особо выделена группа электроприемников с повышенной надежностью электроснабжения. Сюда отнесены электроприемники, перерыв снабжения которых связан с опасностью для жизни обслуживающего персонала или с повреждением основного силового оборудования.

Использование электрической системы в качестве основного источника электроснабжения системы СН является в настоящее время общепринятым и наиболее экономичным. Недостатком этой системы электроснабжения является ее зависимость от режима внешней сети, поскольку короткие замыкания в последней вызывают снижения Uя в системе СН и соответствующее уменьшение производительности рабочих машин. Однако современный уровень релейной защиты и автоматики в сочетании с правильно построенной электрической схемой позволяют свести к минимуму эту зависимость.

Для потребителей системы СН, требующих повышенной надежности электроснабжения, предусматривают независимые источники энергии ограниченной мощности, обеспечивающие электроснабжение этой группы потребителей при полном исчезновении напряжения на станции. Такими независимыми источниками энергии могут быть:

а) автономные агрегаты с автоматическим пуском, состоящие из первичного двигателя в виде дизеля или газовой турбины и синхронного генератора;

б) вспомогательные генераторы, расположенные на валу главных агрегатов;

в) аккумуляторные батареи с обратимыми агрегатами, состоящие из машин переменного и постоянного тока.

2.7.2 Общие принципы проектирования схемы электроснабжения собственных нужд электростанции

1. Рабочее питание всех видов электроприемников собственных нужд (с.н.), включая и особо ответственные, осуществляют путем отбора мощности на генераторном напряжении главной электрической схемы с помощью понижающих трансформаторов. Последние работают раздельно, чем достигается ограничение токов К.З. в сети СН и уменьшение влияния К.З. на сети, подключенные к другим секциям.

2. Для питания электроприемников СН в большинстве случаев используют два уровня напряжения:

U1 = 6 - 10кВ - для питания мощных электродвигателей и U2 = 0,4 - 0,66кВ - для питания мелких двигателей, электросветильников и прочей нагрузки. При этом используют принцип последовательной двухступенчатой трансформации.

3. Распределительные устройства с.н. выполняют с одной секционированной системой шин с одним выключателем на присоединение.

4. Резервное питание ответственных и неответственных электроприемников с.н. обеспечивают также отбором мощности от главной электрической схемы при соблюдении условия, что место присоединения цепей резервного питания должны быть независимы от мест присоединения цепей рабочего питания. Для особо ответственных потребителей с.н. предусматривают дополнительный независимый источник энергии.

Для электроснабжения с.н. современных тепловых станций применяют, как правило, напряжения 6 и 0,4кВ. Переход с напряжений 6 / 0,4кВ на 10 / 0,66кВ позволил бы снизить токи к.з. и токи нормального режима, а следовательно, уменьшить параметры электрических аппаратов и сечение кабелей и токопроводов. В результате РУ и кабельная сеть получились бы дешевле. Однако благодаря тому, что стоимость электродвигателей 10кВ несколько выше стоимости электродвигателей 6Кв, а КПД - ниже (при прочих одинаковых параметрах), капитальные затраты и годовые издержки на двигатели возрастают.

2.7.2.1 Электрические схемы системы СН ТЭЦ

При рассмотрении электрических схем ТЭЦ рабочие машины станции удобно разделить на две неравные части, а именно: 1) основные рабочие машины, обеспечивающие работу главных агрегатов - котлов, турбогенераторов, и 2) рабочие машины общестанционного назначения, не имеющие прямого отношения к работе главных агрегатов. Секционные РУ 6кВ целесообразно осуществлять по числу котлов. Электродвигатели рабочих машин распределяют между секциями. Электродвигатели общестанционного назначения также распределяют между секциями, или для них предусматривают дополнительные секции 6кВ. Трансформаторы СН первой ступени присоединяют отпайкой к ответвлениям генераторов 10,5 кВ, связанного с сетью системы.

Резервные трансформаторы необходимы лишь для замены рабочих трансформаторов в случае их повреждения или планового ремонта. Поскольку функции резервных трансформаторов ограничены, обычно достаточно иметь один резервный трансформатор. Место присоединения резервного трансформатора должно быть независимым от места присоединения рабочих ТСН. Если ко всем отпайкам ответвлений генераторов уже присоединены рабочие ТСН, то резервный трансформатор можно включить на РУВН.

2.7.3 Выбор рабочих трансформаторов собственных нужд

Номинальную мощность рабочих трансформаторов собственных нужд (ТСН) выбирают в соответствии с их расчетной нагрузкой. С учетом повышенных требований надежности, предъявляемых к системе СН электростанций, перегрузка рабочих ТСН не допускается. Расчетную мощность трансформаторов первой ступени, МВА, определяют из выражения:

SI = 0,9 • (УРД +УS m,ном),

где, УPД - сумма расчетных мощностей на валу электродвигателей, присоединенных к трансформатору, МВт;

УSm,ном - сумма номинальных мощностей присоединенных трансформаторов второй ступени, МВА.

В блочной части ТЭЦ необходимо устанавливать рабочие трансформаторы собственных нужд с РПН.

В соответствии с нагрузкой собственных нужд газомазутной ТЭЦ принимаем к установке ТСН типа ТДНС - 16000/20.

Параметры трансформаторов с.н. сведем в таблицу

Таблица: Параметры трансформатора собственных нужд

Тип	Sном, кВА	Напряжения обмотки, кВ	Потери, кВт	Uк,%	Iх,%	Цена, тыс.руб.
		ВН	НН	Рх	Рк
ТДНС - 16000/20	16000	10,5	6,3	17	85	10	0,7	43

Примечание: в типе трансформатора Т - трехфазный, Д - принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла, Н - наличие системы. Регулирования напряжения, С - для систем собственных нужд ЭС. Расчет по выбору трансформаторов собственных нужд в таблице

2.7.4 Выбор резервных трансформаторов собственных нужд

Номинальную мощность резервных трансформаторов первой ступени системы с.н. выбирают в соответствии с условиями их использования, а именно: на ТЭЦ при наличии выключателя у генераторов мощность резервного трансформатора выбирают равной наибольшей мощности рабочего трансформатора собственных нужд, поэтому в установке принимаем трансформатор типа ТДН-16.000/110 параметры которого в таблице:

Таблица: Параметры резервного трансформатора собственных нужд.

Тип	Sном, кВА	Напряжения обмотки, кВ	Потери, кВт	Uк,%	Iх,%	Цена, тыс.руб.
		ВН	НН	Рх	Рк
ТДН - 16000/110	16000	115	6,6	18	85	10,5	0,7	48

Примечание: электродвигатели, мощность которых указана в скобках или помечена звездочкой при подсчете нагрузок не учитываются.

2.7.5 Особенности расчета токов короткого замыкания в системе собственных нужд

При к.з. в системе собственных нужд существенное влияние на характер процесса и ток оказывает группы электродвигателей, включенных вблизи места повреждения.

Составляющую тока к.з. от двигателей необходимо учитывать при проверке проводников и аппаратов распределительных устройств собственных нужд, а также при расчете уставок релейной защиты оборудования 3 - 6 кВ. Для указанных целей достаточно знать начальное значение периодической составляющей, ударный ток, значение периодической и апериодической составляющих тока к.з. в момент размыкания контактов выключателей, поэтому расчет токов к.з. в системе собственных нужд электростанции целесообразно проводить в следующем порядке:

Составить расчетную схему, принимая при этом во внимание лишь те двигатели, которые имеют с местом к.з. прямую элэктрическую связь.

Составить схему замещения для определения тока к.з. от внешних источников (системы) и рассчитать начальное значение периодической составляющей Iп,о,с:

Iп,о,с = ;

Считаем Iп,о,с незатухающим (удаленная точка).

Определить суммарную номинальную мощность всех двигателей собственных нужд, электрически связанных с местом к.з., и начальное значение периодической составляющей тока от двигателей:

Iп,о,д = ,

где Uном - номинальное междуфазное напряжение двигателей, кВ.

Определить начальное значение периодической составляющей тока к.з. суммарного тока к.з.:

Iп,о = Iп,о,с + Iп,о,д.

Вычислить периодическую составляющую тока к.з. к моменту :

Iп, = Iп,о,с + Iп,о,д,

где - постоянная времени периодической составляющей тока,

= 0,07с.

Определить апериодическую составляущую тока к.з. к моменту :

Iа, = ,

где Та,с,Та,д - постоянная времени апериодической составляющей тока системы и двигателя соответственно, Та,д = 0,04с.

Найти ударный ток к.з.

iу = iу,с+ iу,д =

где kу,с определяется по кривым рис. 3-40 [8]

Произведем расчет токов к.з. в системе с.н.

Параметры ТСН:

ТСН1;ТСН2;ТСН3;ТСН4: Sном = 16000кВА; n = 10,5/6,3; Uк = 10%;

Параметры РТСН:

РТСН: Sном = 16000кВА; n = 10,5/6,3; Uк = 10%;

При расчете токов к.з. принимаем

Sб = 1000МВА, Uб = 6,3кВ, Iб = 91,643кА.

Схемы замещения и расчет токов к.з. в системе собственных нужд в (П3)

Результаты расчетов сведем в таблицу

Таблица: Результаты расчетов токов к.з. в системе собственных нужд.

Точка к.з	Iп,о, кА	kу	iу, кА	Та, с	, с	Iп,, кА	Iа,, кА
К-4	18,8	1,83	47,545	0,053	0,17	14,833	0,92
К-5	18,53	1,83	46,85	0,053	0,17	14,564	0,9

2.8 Выбор работы режима нейтрали сети

2.8.1 Режимы работы нейтрали сети

Нейтралями электроустановок называют общие точки обмоток генераторов и трансформаторов, соединенных в звезду.

Вид связей нейтралей машин и трансформаторов с землей в значительной степени определяет уровень изоляции электроустановок и выбор коммутационной аппаратуры, значения перенапряжений и способы их ограничения, токи при однофазных замыканиях на землю, условия работы релейной защиты и безопасности в электрических сетях, электромагнитное влияние на линии связи и т.д.

В зависимости от режима нейтрали электрические сети разделяют на четыре группы:

Сети с незаземленными нейтралями;

Сети с резонансно-заземленными нейтралями;

Сети с эффективно-заземленными нейтралями;

Сети с глухозаземленными нейтралями.

В нашей стране к первой и второй группам относятся сети напряжением 3 - 35 кВ, нейтрали трансформаторов или генераторов в которых изолированы от земли или через дугогасящие катушки.

К сетям с эффективно-заземленными нейтралями относятся сети высокого и сверхвысокого напряжения, нейтрали которых соединены с землей непосредственно или через небольшое активное сопротивление. В России к этой группе относятся сети напряжением 110 и 220 кВ.