Учебная работа. Проектирование конденсационной электрической станции установленной мощностью 900 МВт

В районе сложилась относительно развитая и разветвленная транспортная сеть, состоящая из стальных дорог, авто и трубопроводного транспорта и речных путей, также газопроводы.

В Республике Коми из 152 месторождений углеводородного сырья, числящегося на Муниципальном балансе, добыча нефти и газа ведется на 87 месторождениях, из которых 65 находятся в промышленной эксплуатации и 22 — в пробной либо опытно-промышленной. Не считая этого, предприятиями Республики Коми ведется разработка 14 месторождений на местности Ненецкого автономного окрестность.

В районе сформировался большой металлургический комплекс, деревообрабатывающая и хим индустрия, машиностроение и металлообработка.

Энергосистема Республики Коми (Печорский энергоузел) сверхизбыточна по электронной мощности: резерв составляет около 40%. При всем этом Южный энергоузел республики является дефицитным. Около 80% перегрузки Южного энергоузла обеспечивает единственная ВЛ 220 кВ «Печорская ГРЭС-Ухта-Микунь».

Проектируемая станция КЭС-900 может обеспечить резерв мощности Южного энергоузла и снабдить лишней мощностью прилегающие энергосистемы Архангельской и Кировской областей.

КЭС предполагается пичкать из Печорского бассейна разработок каменного угля. Источником аква ресурсов является река Сысола.

В области имеются полосы электропередач:

— напряжение 220 кВ;

— напряжение 110 кВ;

2. Основная схема выдачи мощности

Схема выдачи мощности дает нужно выполнение условия:

Рг. ном ?Рт. мах,

Где Рг. ном — номинальная мощность генератора, МВт;

Рт. мах — наибольшая мощность турбины, МВт.

Из [5, табл. 5.1, с. 197] по мощности избираем два однотипных синхронных генератора типа ТВВ-320-2У3, и из [5, табл. 5.2, с. 198] один асинхронизированный генератор типа ТЗВА-320, согласно советам по увеличению стойкости системы [13]. Каталожные данные из справочника [5] приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1

Тип генератора

Рном, МВт

cos ц ном

Sном, МВ*А

Uном.,

кВ

Qг ном ,

кВар

N

о/мин

Х»d

о.е.

Iг ном, кА

ТВВ-320-2У3

320

0,85

375

20

195,51

3000

0,173

10,9

ТЗВА-320

320

0,85

375

20

195,51

3000

0,173

10,9

Описание избранных турбогенераторов:

ТВВ-320-2ЕУ3- турбогенератор с водородно-водяным остыванием обмоток; обмотка статора охлаждается конкретно водой, сталь статора и обмотка ротора охлаждаются конкретно водородом;

· 2 — два полюса;

· У — для работы в районах с умеренным климатом;

· Е — принадлежность к единой унифицированной серии;

· 3 — для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией.

ТЗВА-320 — турбогенератор асинхронизированный с конкретным водяным остыванием обмоток и стали статора.

2.2 Разработка схем выдачи мощности КЭС

В согласовании с заданием на проектируемой электростанции предполагается два завышенных напряжения. На станции предусматривается установка 3-х генераторов типа ТВВ-320-2У3. Так как перегрузка на генераторном напряжении отсутствует, то в базу построения схем положен блочный принцип.

Из огромного количества вероятных схем для разработки и сопоставления избираем два варианта

1. Два блока по 300 МВт работают на ОРУ-220 кВ, один блок 300 МВт на ОРУ-110 кВ.

2. Три блока по 300 МВт работают на ОРУ-220 и ОРУ-110 кВ.

Выбор делается по условию малых перетоков мощности через автотрансформаторы связи (АТС (то есть автоматическая телефонная станция)) меж распределительными устройствами высшего и среднего напряжений (РУ ВН, РУ СН) в разных режимах, также исходя из суждений надёжности и экономической необходимости. В схемах применён блочный принцип построения ТЭС с АТС (то есть автоматическая телефонная станция) меж РУВН и РУСН. В цепях всех блоков установлены генераторные выключатели [7]. Гарантированная выдача мощности делается с шин РУСН-220 кВ. По условиям надёжности работы предусматривается установка 2-ух АТС (то есть автоматическая телефонная станция) меж РУ. На КЭС блочного типа с генераторными выключателями устанавливается один РТСН на любые четыре машинки[3].

В рассматриваемых схемах РТСН присоединен к обмотке НН АТС (то есть автоматическая телефонная станция).

Упрощённо схемы выдачи мощности представлены на рис.2.1 и рис.2.2.

Рис. 2.1. 1-ый вариант схемы выдачи мощности

Данная схема сравнимо финансово накладная, т.к. из-за большей величины перетока мощности требуется установка автотрансформаторов большей мощности.

Рис. 2.2. 2-ой вариант схемы выдачи мощности

В данной схеме по сопоставлению с предшествующей сравнимо невелики перетоки мощности через АТ в обычном режиме, и как следует, установка АТ большей мощности не требуется.

Рис. 2.3. 3-ий вариант схемы выдачи мощности

Рис. 2.4. 4-ый вариант схемы выдачи мощности

В данных схемах (рис.2.3 и рис.2.4 )из-за малой величины мощности, выдаваемой с ОРУ-110 кВ, будет большая величина перетока мощности через АТ, что востребует установки автотрансформаторов связи большей мощности- это приведет к значительному удорожанию схем.

2.3 Выбор основного силового оборудования
2.3.1 Выбор трансформаторов собственных нужд

Для пылеугольной КЭС типично потребление мощности на собственные нужды (СН) в спектре 6-8% [1, табл. 1.17, с. 20]. Примем процент использования мощности на СН равным 7%.

[МВт].

Коэффициент спроса примем [1, табл. 1.17, с. 20].

[МВА].

По [1, табл. 3.4, с. 124-137 и 156-161] избираем трансформаторы собственных нужд.

Таблица 2.2. характеристики ТСН и РТСН

Обозначение

Тип

Sном

Напряжение обмотки

Утраты

uк

Iх

Габариты

Масса

Стоимость

ВН

НН

Pх

Pк

Д

Ш

В

кВА

кВ

кВ

кВт

кВт

%

%

м

м

м

т

т.р.

TAUX 1-3

ТРДНС-32000/35

32000

36.75

6.3-6.3

29

145

ВН-НН

12.7

0.65

6.6

4.3

5.35

61

69.6

НН1-НН2

40

Для 2-го варианта схемы выдачи мощности ТСН избираем те же.

2.3.2 Выбор блочных трансформаторов (БТ)

Определяем мощность, проходящую через трансформатор всякого из блоков.

По отысканной мощности по [1, табл. 3.8, с. 156-161] избираем БТ на 220 и 110 кВ.

Таблица 2.3. характеристики БТ

Обозначение

Тип

Sном

Напряжение обмотки

Утраты

uк

Iх

Габариты

Масса

Стоимость

ВН

НН

Pх

Pк

Д

Ш

В

МВА

кВ

кВ

кВт

кВт

%

%

м

м

м

т

т.р.

Т-1,2-220

ТДЦ-400000 /220-73У1

400

242

20

330

880

11

0.4

12.55

4.47

7.72

365

389

Т-3-110

ТДЦ-400000 /110-73У1

400

121

20

320

900

10.5

0.45

15.55

6.8

7.2

324

373

Для 2-го варианта схемы выдачи мощности:

Т1, Т2, Т3 — ТДЦ-400000/220 .

2.3.3 Выбор автотрансформаторов связи

Для определения требуемой мощности автотрансформаторов связи (АТ), определим перетоки мощности через их в соответствующих режимах работы.

1-ый вариант:

Определим расчётную мощность АТ в наивысшем режиме:

Определим расчётную мощность АТ в наименьшем режиме:

В ремонтном режиме переток мощности по величине будет равен гарантированно выдаваемой мощности с РУСН:

[МВА].

Избираем автотрансформатор исходя из малого режима выдачи мощности с шин РУСН, т. к. в данном режиме получаем больший переток мощности.

Трансформатор избираем с учётом коэффициента перегрузки kп = 1.3,

потому что SATном>100 [MBA] [13, табл. 5, с.11].

[МВА].

По [1, табл. 3.8, с. 156-161] избираем автотрансформаторы связи.

Таблица 2.4. характеристики АТ связи

Напряжение обмотки

Утраты ВН-СН

uк

Iх

Габариты

Масса

Стоимость

ВН

СН

НН

Pх

Pк

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

Д

Ш

В

МВА

кВ

кВ

кВ

кВт

кВт

%

%

%

%

м

м

м

т

т.р.

АТ-1,2

230

121

11

105

430

11

32

20

0.45

12

5.3

7.8

215

270

АТДЦТН-200000 /220/110

Для 2-го варианта схемы:

Расчетная мощность АТ в наивысшем, наименьшем и ремонтном режимах будут соответствовать гарантированно выдаваемой мощности с шин РУСН.

[МВА];

[МВА].

Трансформатор избираем по большей величине перетока мощности с учётом коэффициента перегрузки kп = 1.3, потому что SATном>100 [MBA] [13, табл. 5, с.11].

[МВА].

По [1, табл. 3.8, с. 156-161] избираем автотрансформаторы связи.

Таблица 2.5. характеристики АТ связи

Напряжение обмотки

Утраты ВН-СН

uк

Iх

Габариты

Масса

Стоимость

ВН

СН

НН

Pх

Pк

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

Д

Ш

В

МВА

кВ

кВ

кВ

кВт

кВт

%

%

%

%

м

м

м

т

т.р.

АТ-1,2

230

121

11

65

315

11

45

28

0.4

11

5.15

7.1

160

195

АТДЦТН-125000/220/110

2.3.4 Выбор запасного трансформатора собственных нужд

Согласно советам НТП, избираем один (количество блоков меньше четырёх) запасный трансформатор собственных нужд мощностью равной мощности рабочих трансформаторов собственных нужд (имеются выключатели в цепях генераторов, как следует, не требуется установка пускорезервного трансформатора собственных нужд).

По [1, табл. 3.4, с. 124-137 и 156-161] запасный трансформатор собственных нужд.

Таблица 2.6. характеристики ТСН и РТСН

Обозначение

Тип

Sном

Напряжение обмотки

Утраты

uк

Iх

Габариты

Масса

Стоимость

ВН

НН

Pх

Pк

Д

Ш

В

кВА

кВ

кВ

кВт

кВт

%

%

м

м

м

т

т.р.

TRAUX

ТРДНС-32000/35

32000

36.75

6.3-6.3

29

145

ВН-НН

12.7

0.65

6.6

4.3

5.35

61

69.6

НН1-НН2

40

РТСН присоединен к низшей обмотке автотрансформатора связи.

2.4 Подготовительный выбор выключателей

Подготовительный выбор выключателей производим по условиям

; .

Выбор производим для обеих схем.

2.4.1 Выбор генераторных выключателей

Наибольший рабочий ток в цепи генератора

[кА].

По [1, табл. 5.1, с. 228-237] избираем генераторный выключатель.

Наибольший рабочий ток в цепи генератора

[кА].

По [1, табл. 5.1, с. 228-237] избираем генераторный выключатель.

Таб. 2.7 характеристики генераторных выключателей

!Синтаксическая ошибка, F

Напряжение

Номинальный ток

Номинальный ток отключения

Нормированное содержание апериодической составляющей

Предельный сквозной ток

Номинальный ток включения

!Синтаксическая ошибка, F

номинальное

наибольшее рабочее

Больший пик

Изначальное действующее

Больший пик

Изначальное действующее

кВ

кВ

кА

кА

%

кА

кА

кА

кА

кА / с

QG-1,2,3

20

24

11.2

90

20

320

125

150/75

60/30

105/4

ВГМ-20-90/11200У3

Продолжение табл. 2.7

Тип привода

Полное время отключения

Собственное время отключения (с приводом)

Собственное время включения (с приводом)

Малая безтоковая пауза при АПВ

Габариты

Масса

Стоимость

В

Ш

Г

с

с

с

с

мм

мм

мм

кг

т.р.

ПС-31

0.2

0.15

0.7

0.5

3140

2030

1296

310

7.35

2.4.2 Выбор выключателей для коммутации цепей собственных нужд

Наибольший рабочий ток в цепи за трансформатором СН

[кА].

По [1, табл. 5.1, с. 228-237] избираем выключатели внутренней установки для коммутации цепей СН.

Ввиду однотипности трансформаторов собственных нужд и запасного трансформатора собственных нужд, аналогичного типа выключатели избираем и для цепей за запасным трансформатором собственных нужд, т. е. ВЭ-6-40/1600У3.

Таблица 2.8. характеристики выключателей в цепях СН

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальный ток

Номинальный ток отключения

Нормированное содержание апериодической составляющей

Предельный сквозной ток

Номинальный ток включения

!Синтаксическая ошибка, F

Больший пик

Изначальное действующее

Больший пик

Изначальное действующее

кВ

кВ

кА

кА

%

кА

кА

кА

кА

кА / с

Q-101-108

6.6

7.2

1.6

40

20

128

40

128

40

40/4

ВЭ-6-40/1600У3

Продолжение табл. 2.8

Тип привода

Полное время отключения

Собственное время отключения (с приводом)

Собственное время включения (с приводом)

Малая безтоковая пауза при АПВ

Габариты

Масса

Стоимость

В

Ш

Г

с

с

с

с

мм

мм

мм

кг

т.р.

Пруж.

0.075

0.06

0.075

0.5

1605

1005

630

574

3.96

2.4.3 Выбор выключателя перед РТСН (за обмоткой НН АТ)

Наибольший рабочий ток в цепи запасной магистрали перед РТСН за обмоткой НН АТ:

[кА].

По [1, табл. 5.1, с. 228-237] избираем выключатель перед РТСН.

Таблица 2.9. характеристики выключателей в цепях СН

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальный ток

Номинальный ток отключения

Нормированное содержание апериодической составляющей

Предельный сквозной ток

Номинальный ток включения

!Синтаксическая ошибка, F

Больший пик

Изначальное действующее

Больший пик

Изначальное действующее

кВ

кВ

кА

кА

%

кА

кА

кА

кА

кА / с

Q-100

20

24

6.3

90

20

300

105

150/75

60/30

105/4

МГУ (Московский государственный университет имени М. В. Ломоносова)-20-90-6300У3

Продолжение табл. 2.9

Тип привода

Полное время отключения

Собственное время отключения (с приводом)

Собственное время включения (с приводом)

Малая безтоковая пауза при АПВ

Габариты

Масса

Стоимость

В

Ш

Г

с

с

с

с

мм

мм

мм

кг

т.р.

ПС-31

0.2

0.15

0.8

0.5

3100

2030

1410

2950

4.51

2.4.4 Выбор блочных выключателей на стороне ВН (220 кВ):

Наибольший рабочий ток в цепи ВН за трансформатором Т-220:

[кА].

По [1, табл. 5.2, с. 238-251] избираем блочный выключатель на стороне ВН.

Таблица 2.10 характеристики блочных выключателей на стороне ВН

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальный ток

Номинальный ток отключения

Нормированное содержание апериодической составляющей

Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения

Предельный сквозной ток

Номинальный ток включения

!Синтаксическая ошибка, F

Больший пик

Изначальное действующее

Больший пик

Изначальное действующее

кВ

кВ

кА

кА

%

кВ/мкс

кА

кА

кА

кА

кА / с

ВЭК-220-40/2000У1

220

252

2

40

…

…

102

40

100

40

50/3

Q1-15, QA,Q0

Продолжение табл. 2.10

Тип привода

время отключения (с приводом)

Собственное время отключения (с приводом)

Собственное время включения (с приводом)

Малая безтоковая пауза при АПВ

Габариты

Масса

Стоимость

В

Ш

Г

с

с

с

с

мм

мм

мм

кг

т.р.

Пружинный

0.065

0.04

0.08

0.3

…

…

…

…

16.5

2.4.5 Выбор блочных выключателей на стороне СН (110 кВ)

Наибольший рабочий ток в цепи РУСН за трансформатором Т-110:

[кА].

По [1, табл. 5.2, с. 238-251] избираем блочный выключатель на стороне РУСН.

Таблица 2.11 характеристики блочных выключателей на стороне РУСН

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальный ток

Номинальный ток отключения

Нормированное содержание апериодической составляющей

Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения

Предельный сквозной ток

Номинальный ток включения

!Синтаксическая ошибка, F

Больший пик

Изначальное действующее

Больший пик

Изначальное действующее

кВ

кВ

кА

кА

%

кВ/мкс

кА

кА

кА

кА

кА / с

ВЭК-110-40/2000У1

110

126

2

40

…

…

102

40

102

40

40/2

Q24-30, QA,Q0

Продолжение табл. 2.11

Тип привода

время отключения (с приводом)

Собственное время отключения (с приводом)

Собственное время включения (с приводом)

Малая безтоковая пауза при АПВ

Габариты

Масса

Стоимость

В

Ш

Г

с

с

с

с

мм

мм

мм

кг

т.р.

Пружинный

0.065

0.04

0.08

0.3

…

…

…

…

16.5

2.4.6 Выбор выключателей для АТ на стороне ВН (220 кВ):
1-ый вариант:

Наибольший рабочий ток в цепи ВН за АТ со стороны ВН:

[кА].

Так как реальное токораспределение в ОРУ на данной стадии проектирования не понятно, но понятно, что данные выключатели войдут в состав 1-го ОРУ, выберем выключатели подобные т. н. блочным выключателям. Тем наиболее, ввиду принадлежности данных выключателей одной электростанции, рекомендуется внедрение однотипного оборудования.

По [1, табл. 5.2, с. 238-251] избираем выключатель для АТ на стороне ВН.

Таблица 2.12 характеристики выключателей для АТ на стороне ВН

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальный ток

Номинальный ток отключения

Нормированное содержание апериодической составляющей

Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения

Предельный сквозной ток

Номинальный ток включения

!Синтаксическая ошибка, F

Больший пик

Изначальное действующее

Больший пик

Изначальное действующее

кВ

кВ

кА

кА

%

кВ/мкс

кА

кА

кА

кА

кА / с

ВЭК-220-40/2000У1

220

252

2

40

…

…

102

40

100

40

50/3

Q1-15, QA,Q0

Продолжение табл. 2.12

Тип привода

время отключения (с приводом)

Собственное время отключения (с приводом)

Собственное время включения (с приводом)

Малая безтоковая пауза при АПВ

Габариты

Масса

Стоимость

В

Ш

Г

с

с

с

с

мм

мм

мм

кг

т.р.

Пружинный

0.065

0.04

0.08

0.3

…

…

…

…

16.5

2-ой вариант:

[кА].

Избираем выключатель, аналогичный первому варианту — ВЭК-220-40/2000У1.

2.4.7 Выбор выключателей для АТ на стороне СрН (110 кВ)

1-ый вариант:

Наибольший рабочий ток в цепи СрН за АТ со стороны СрН:

[кА].

По [1, табл. 5.2, с. 238-251] избираем блочный выключатель на стороне СрН.

Таблица 2.13 характеристики выключателей для АТ на стороне РУСН

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальный ток

Номинальный ток отключения

Нормированное содержание апериодической составляющей

Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения

Предельный сквозной ток

Номинальный ток включения

!Синтаксическая ошибка, F

Больший пик

Изначальное действующее

Больший пик

Изначальное действующее

кВ

кВ

кА

кА

%

кВ/мкс

кА

кА

кА

кА

кА / с

ВЭК-110-40/2000У1

220

252

2

40

…

…

102

40

100

40

50/3

Q24-30, QA,Q0

Продолжение табл. 2.13

Тип привода

время отключения (с приводом)

Собственное время отключения (с приводом)

Собственное время включения (с приводом)

Малая безтоковая пауза при АПВ

Габариты

Масса

Стоимость

В

Ш

Г

с

с

с

с

мм

мм

мм

кг

т.р.

Пружинный

0.065

0.04

0.08

0.3

…

…

…

…

16.5

2-ой вариант:

Избираем выключатель, аналогичный первому варианту — ВЭК-110-40/2000У1.

2.5 Расчет дисконтированных издержек схем выдачи мощности

1. Определяем суммарные финансовложения

2. Определяем Издержки на ремонт/сервис оборудования

3. Определяем Издержки на утраты в трансформаторах

4. Определяем вред от недоотпуска электроэнергии

5. Определяем экономическую эффективность способом совокупных дисконтированных издержек

Срок деяния инвестиций принимаем 5 лет.

Коэффициент пересчета балансовой цены главных фондов принимаем — 60.

Определение приведённых издержек делается по последующему выражению

где Eн — нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12 для расчетов в электроэнергетике; К — финансовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.; И — годичные эксплуатационные Издержки, тыс. руб/год; У — вред от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб/год.

2.5.1 Расчет дисконтированных издержек для 1-го варианта схемы
2.5.1.1 Определение серьезных издержек
Таблица 2.14. Стоимость и количество электрооборудования для первого варианта схемы выдачи мощности

Вид оборудования

Тип оборудования

Кол-во

Стоимость за 1 шт.,

тыс. руб.

Блочные трансформаторы на 220 кВ

ТДЦ-400000/220

2

389

Блочные трансформаторы на 110 кВ

ТДЦ-400000/110

1

373

Автотрансформаторы

АТДЦТН-200000/220/110

2

270

Трансформаторы собственных нужд

ТРДНС-32000/35

3

69.6

Запасный трансформатор собственных нужд

ТРДНС-32000/35

1

69.6

Блочные выключатели на 220 кВ

ВЭК-220-40/2000У1

2

16.5

Блочные выключатели на 110 кВ

ВЭК-110-40/2000У1

1

16.5

Выключатели в цепи АТ на 220 кВ

ВЭК-220-40/2000У1

2

16.5

Выключатели в цепи АТ на 110 кВ

ВЭК-110-40/2000У1

2

16.5

Выключатели в цепи ТСН и РТСН на стороне НН

ВЭ-6-40/1600У3

8

3.96

Выключатель у РТСН со стороны ВН

МГУ (Московский государственный университет имени М. В. Ломоносова)-20-90-6300У3

1

4.51

Генераторные выключатели

ВГМ-20-90/11200У3

3

7.35

Таковым образом, серьезные Издержки составляют:

2.5.1.2 Определение издержек
Издержки на ремонт и эксплуатацию:

Определим годичные утраты электроэнергии Wпот [2, с. 81].

По [2, рис. 4.1, с. 79-81] определим коэффициент = 1.2 при Tmax = (6300ч6400) ч.

По [2, рис. 4.2, с. 79-81] = 4300 при Tmax = 6400 ч (ВН); = 4200 при Tmax = 6300 ч (СН).

По [1, табл. 8.17, с. 498] определим плановое время ремонта энергоблока:

ч,

Из-за отсутствия подробных черт потребителей, проведем расчет утрат энергии приближенно через время наибольших утрат :

[МВтч].

По [1, табл. 8.8, с. 488] определим плановое время ремонта автотрансформатора Tр = 30 ч.

[МВтч].

.

Суммарные Издержки для первого варианта схемы обусловятся последующим образом:

2.5.1.3 Определение вреда

Вред от недоотпуска электроэнергии

; ;

.

В данном случае имеем Pрез сист = 400 МВт, что больше мощности хоть какого из генераторов на данной ГРЭС, как следует, при погашении 1-го из блоков недостатка активной мощности не возникнет.

Таковым образом, ни вреда от отключения потребителей (Уоткл), ни частотного вреда (Участ), ни вреда от деяния автоматики частотного регулирования (УАЧР) не будет.

Определим системный вред от погашения 1-го из блоков на данной КЭС (см. рис. 2, табл. 14).

Рис. 2.5 Схема электронных (силовых) соединений для определения вреда от недоотпуска электроэнергии

По [1, табл. 8.8 и 8.9, с. 488-489] определяем характеристики потока отказов и время восстановления основного силового электрооборудования проектируемой станции.

Таблица 2.15. характеристики потока отказов и времени восстановления для избранного электрооборудования

Отказавший элемент

Тип

Поток отказов, 1/год

время восстановления, ч

Q-1,2,3

ВГМ-20-90/11200У3

0.01

26

Q-4,5

ВЭК-220-40/2000У1

0.02

25

Q-6

ВЭК-110-40/2000У1

0.02

25

Q-7,8

ВЭК-220-40/2000У1

0.02

25

Q-9,10

ВЭК-110-40/2000У1

0.02

25

Q-101-106

ВЭ-6-40/1600У3

0.022

11

Т-1,2

ТДЦ-400000/220

0.014

70

Т-3

ТДЦ-400000/110

0.035

60

ТСН-1,2,3

ТРДНС-32000/35

0.012

70

При расчёте учитывалось время запуска блока ТП = 1 ч. и время оперативных переключений ТОП = 0.5 ч. Удельный системный вред принимаем равным 0.15 для усредненной энергосистемы [2,стр. 83].

2.5.1.4 Определение приведенных издержек

Приведённые Издержки на стройку и эксплуатацию проектируемой электростанции

.

2.5.1.5 Определение дисконтированных издержек

Для выбора нормы дисконта воспользуемся ставкой банков по длительным ссудам, которая в расчетном периоде составляет E=15% годичных.

Длительность актуального цикла инвестиций примем 5 лет.

.

Таблица 2.16. Дисконтированные издержки

Период времени t, год.

Коэффициент дисконтирования dt=1/(1+Е)t.

Серьезные вложения и Издержки К+Зt, т.р.

Дисконтированные издержки ДЗt=(Rt+Иt)dt, т.р.

0

1.000

1

0.8696

43533.841

37857.028

2

0.7562

43533.841

32920.29

3

0.6575

43533.841

28623.5

4

0.5718

43533.841

24892.65

5

0.4972

43533.841

21645.025

Суммарные дисконтированные Издержки

274526.893

2.5.2 Расчет дисконтированных издержек для 2-го варианта схемы
2.5.2.1 Определение серьезных издержек
Таблица 2.17. Стоимость и количество электрооборудования для первого варианта схемы выдачи мощности

Вид оборудования

Тип оборудования

Кол-во

Стоимость за 1 шт., тыс. руб.

Блочные трансформаторы на 220 кВ

ТДЦ-400000/220

3

389

Автотрансформаторы

АТДЦТН-125000/220/110

2

195

Трансформаторы собственных нужд

ТРДНС-32000/35

3

69.6

Запасный трансформатор собственных нужд

ТРДНС-32000/35

1

69.6

Блочные выключатели на 220 кВ

ВЭК-220-40/2000У1

3

16.5

Выключатели в цепи АТ на 220 кВ

ВЭК-220-40/2000У1

2

16.5

Выключатели в цепи АТ на 110 кВ

ВЭК-110-40/2000У1

2

16.5

Выключатели в цепи ТСН и РТСН на стороне НН

ВЭ-6-40/1600У3

8

3.96

Выключатель у РТСН со стороны ВН

МГУ (Московский государственный университет имени М. В. Ломоносова)-20-90-6300У3

1

4.51

Генераторные выключатели

ВГМ-20-90/11200У3

3

7.35

Таковым образом, серьезные Издержки составляют:

2.5.2.2 Определение издержек
Издержки на ремонт и эксплуатацию:
.

Определим годичные утраты электроэнергии Wпот [2, с. 81].

По [2, рис. 4.1, с. 79-81] определим коэффициент = 1.2 при Tmax = (6300ч6400) ч.

По [2, рис. 4.2, с. 79-81] = 4300 при Tmax = 6400 ч (ВН); = 4200 при Tmax = 6300 ч (СН).

По [1, табл. 8.17, с. 498] определим плановое время ремонта энергоблока

ч,

Из-за отсутствия подробных черт потребителей, проведем расчет утрат энергии приближенно через время наибольших утрат :

[МВтч].

По [1, табл. 8.8, с. 488] определим плановое время ремонта автотрансформатора Tр = 30 ч.

[МВтч].

.

Суммарные Издержки для первого варианта схемы обусловятся последующим образом:

2.5.2.3 Определение вреда

Вред от недоотпуска электроэнергии

; ; .

В данном случае имеем Pрез сист = 400 МВт, что больше мощности хоть какого из генераторов на данной ГРЭС, как следует, при погашении 1-го из блоков недостатка активной мощности не возникнет.

Таковым образом, ни вреда от отключения потребителей (Уоткл), ни частотного вреда (Участ), ни вреда от деяния автоматики частотного регулирования (УАЧР) не будет.

Определим системный вред от погашения 1-го из блоков на данной КЭС (см. рис. 2, табл. 14).

Рис. 2.6 Схема электронных (силовых) соединений для определения вреда от недоотпуска электроэнергии

По [1, табл. 8.8 и 8.9, с. 488-489] определяем характеристики потока отказов и время восстановления основного силового электрооборудования проектируемой станции.

Таблица 2.18. характеристики потока отказов и времени восстановления для избранного электрооборудования

Отказавший элемент

Тип

Поток отказов, 1/год

время восстановления, ч

Q-1,2,3

ВГМ-20-90/11200У3

0.01

26

Q-4,5,6

ВЭК-220-40/2000У1

0.02

25

Q-7,8

ВЭК-220-40/2000У1

0.02

25

Q-9,10

ВЭК-110-40/2000У1

0.02

25

Q-101-106

ВЭ-6-40/1600У3

0.022

11

Т-1,2,3

ТДЦ-400000/220

0.014

70

ТСН-1,2,3

ТРДНС-32000/35

0.012

70

При расчёте учитывалось время запуска блока ТП = 1 ч. и время оперативных переключений ТОП = 0.5 ч. Удельный системный вред принимаем равным 0.15 для усредненной энергосистемы [2,стр. 83].

2.5.2.4 Определение приведенных издержек

Приведённые Издержки на стройку и эксплуатацию проектируемой электростанции

.

2.5.2.5 Определение дисконтированных издержек
Для выбора нормы дисконта воспользуемся ставкой банков по длительным ссудам, которая в расчетном периоде составляет E=15% годичных.
Длительность актуального цикла инвестиций примем 5 лет.
.
Таблица 2.19. Дисконтированные издержки

Период времени t, год.

Коэффициент дисконтирования dt=1/(1+Е)t.

Серьезные вложения и Издержки К+Зt, т.р.

Дисконтированные издержки ДЗt=(Rt+Иt)dt, т.р.

0

1.000

120548,4

120548,4

1

0.8696

34563.29

30056.236

2

0.7562

34563.29

26136.759

3

0.6575

34563.29

22725.363

4

0.5718

34563.29

19763.289

5

0.4972

34563.29

17184.867

Суммарные дисконтированные Издержки

236414.914

Произведем сопоставление дисконтированных издержек 2-ух вариантов:

На базе приобретенных результатов для последующих расчетов избираем 2-ой вариант схемы выдачи мощности.

3. Система собственных нужд станций

Система собственных нужд (С,Н.) электростанции соединяет воединыжды в собственном составе рабочие машинки, обеспечивающие нормальную работу главных агрегатов станции (парогенераторов, турбин, синхронных генераторов); электродвигатели, которые приводят рабочие машинки в действие; источники питания (трансформаторы С.Н.); распределительные устройства и распределительную сеть (кабельные полосы), обеспечивающие электроснабжение движков С.Н.; ряд статических потребителей (освещение, электродвигатели и т.д.).

К системе С.Н. предъявляются два главных требования: достаточная надежность и высочайшая экономичность функционирования. При реализации обозначенных требований принципиальная роль отводится выбору рабочих машин и электродвигателей к ним, проверке корректности выбора в режиме запуска и самозапуска.

3.1 Выбор движков собственных нужд

Электродвигатели являются главными пользователями собственных нужд , потому что приводят в движение огромное количество устройств собственных нужд станции.

Надежная работа устройств собственных нужд обеспечивается лучшим образом, когда в качестве привода употребляются асинхронные движки с короткозамкнутым ротором. Синхронные движки наиболее сложны в плане конструктивного выполнения, зато наименее чувствительны к понижениям напряжения в сети С.Н. и наиболее экономны, если используются в качестве привода массивных устройств. Электродвигатели неизменного тока наиболее сложны в эксплуатации и наименее надежны. Они используются тогда, когда требуется плавное регулирование скорости.

В цехах КЭС используются в главном электродвигатели защищенного выполнения (серии А, А2, ДВДА), закрытого выполнения обдуваемые (серии АО, АО2, ДА3О) либо замкнутой системой вентиляции (серии АТД, АТМ). Особые взрывозащищенные электродвигатели используются во взрывоопасных помещениях.

3.2 Составление карты собственных нужд

карта собственных нужд составляется для блочной и общестанционной перегрузки напряжением 6 кВ, включая все трансформаторы и электродвигатели. Она представляет собой набор рабочих машин, обслуживающие главные агрегаты электростанции (парогенераторы. турбоустановки, синхронные генераторы), также общестанционные устройства и установки ( топливоподача, химводоочистка, золоудаление, маслянное и мазутное хозяйство, компрессорная и т.д.). При формировании карты устройств С.Н. учитывается распределение рабочих машин (и приводящих их в действие электродвигателей) меж секциями РУ собственных нужд. Это относится как к блочной, так и к общестанционной перегрузке.

3.3 Окончательный выбор ТСН

Распределив электродвигатели и трансформаторы С.Н. 6/0,4 кВ меж секциями 6 кВ, определяем номинальную мощность рабочих ТСН блоков. Номинальная мощность рабочих ТСН блоков выбирается по расчетной перегрузке всех присоединений электроприемников так, чтоб не допустить перегрузки. Расчетная перегрузка от движков 6 кВ определяется по выражению:

Sд1=Кд1·?Ррасч,

где Ррасч- расчетная мощность на валу i-го мотора;

Кд1- расчетный коэффициент:

Кд1= Кр· Кнср/(зср· cos цср)?0,9,

где Кр- коэффициент одновременности максимумов нагрузок движков;

Кнср, зср, cos цср- средние значения коэффициента загрузки и коэффициента мощности мотора.

Расчетная перегрузка электроприемников 2-ой ступени напряжения (0,4 кВ), присоединенных к ТСН через трансформаторы 6/0,4 кВ, определяется по выражению:

Sрасч=Кт2·?Sном.т2,

где Sном.т2- номинальная мощность i-го трансформатора;

Кт2?0,9- расчетный коэффициент.

Таковым образом, суммарная расчетная перегрузка ТСН 1-го блока составит:

Sрасч=0,9·(?Ррасчi+?Sном.т2).

Для более загруженного ТСН второго блока, по карте собственных нужд определяем суммарную расчетную нагрузку:

Sрасч=0,9*[(255+375+320+690+910+590+520+705+1000+1000)+(255+375+320++690+455+590+520+2000)+(1000+1000+1000+1000+1000)+(2000+250+400+250+1250+1000)]=21720 кВ·А.

Номинальная мощность ТСН выбирается, исходя из условия:

Sном.ТСН? Sрасч.ТСН;

За ранее были выбраны для блоков ТСН ТРНДС-32000/35;

32000>21720 кВ·А.

Т.к. условие производится, то совсем принимаем трансформаторы ТРНДС-32000/35.

В качестве РТСН принимаем трансформатор типа ТРНДС, присоединенный к обмотке НН АТ (ТРНДС-32000/35). На КЭС блочного типа при наличии генераторных выключателей устанавливается один РТСН на любые 4 машинки [2]. Исходя из этого условия, устанавливаем один РТСН.

3.4 Проверка избранных электродвигателей, мощности и характеристик РТСН по условиям самозапуска

По советы проектных организаций движки рабочих машин проверяются по условиям самозапуска при снижении напряжения на шинах С.Н.

К числу особо томных нарушений работы С.Н. следует отнести отказ рабочих источников питания. В этом случае перегрузка С.Н. подключается к запасному источнику питания . Переключение происходит не одномоментно и сопровождается малым, но все таки приметным перерывом в подаче напряжения.

процесс торможения рабочих агрегатов (двигатель-механизм) С.Н. при выключении рабочего источника питания, а потом разгон их при автоматическом подключении запасного источника питания именуется действием самозапуска. Для результирующей стойкости работы оборудования станции процесс самозапуска должен быть удачным.

Для станций с блоками 160 МВт и выше самозапуск считается удачным, если продолжительность всего переходного процесса до полного разворота электродвигателей не превосходит 20 секунд.

Допустимая величина исходного напряжения для ГРЭС высочайшего давления составляет 0,6 Uном.

Для расчета самозапуска облегченным способом составляется схема замещения, приведенная на рис.3.1. В базе способа лежит определение величины исходного напряжения на секции С.Н. в момент подключения к ней запасного источника питания.

Составим расчетную схему цепи собственных нужд:

Рис 3.1. Схема собственных нужд

Самозапуск необходимо разглядывать для самой нагруженной секции — блок 3, секция А. Определяются характеристики схемы замещения. Берем по [1] характеристики РТСН, они сведены в таблицу 2.6.

Схема замещения:

,

где ХАТ — сопротивление обмоток АТ, Ом;

ХРТСН — сопротивление РТСН, Ом;

ХПР — сопротивление запасной магистрали с.н., Ом.

Рис. 3.2

Сопротивление АТ:

Ом,

где %,

Сопротивление одной ветки РТСН:

Ом.

Сопротивление электронной связи от обмотки НН АТ и РТСН:

Ом;

— сопротивление токопровода (принимаем 0,2 Ом/км),

— длина токопровода (принимаем 150 м),

Ом.

Суммарное сопротивление движков, участвующих в запуске обусловится:

,

где — сопротивление i-го мотора, Ом.

, где — кратность пускового тока о.е.

Каталожные данные движков из справочника [1] приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Движки СН, участвующие в самозапуске.

№

Механизм собственных нужд

Тип мотора

, кВт

, кВ

з, %

Кратность пускового тока

, А

1

КЭН 1 ст

А-114-4М

320

6

93.7

7

32.86

2

КЭН 2 ст

А-12-41-4

500

6

94.8

7

50.75

3

ЦЭН 1ст

ДВДА-173/46-12-1

400

6

91.8

4.6

41.93

4

ЦЭН 2 ст

ДВДА-173/46-12-1

400

6

91.8

4.6

41.93

5

БЭН

АЗ-500

500

6

94.8

7

50.75

6

ДВ

АДО-1600/750-У1

1600

6

95,3

5,5

194,7

7

ЭН

А-13-46-6

630

6

94.7

6.5

64.01

8

Сборочный поток ленточный №1

АКНЗ-2-16-39-12

500

6

93,4

5,5

49,05

9

Сборочный поток ленточный №2

АОЗ-400М-6У2

200

6

93,5

6,5

19,6

10

Молотковая молотилка

ДАЗО4-560УК (Уголовный Кодекс — система нормативных правовых актов, принимаемых уполномоченными органами государственной власти)-4У1

1660

6

95,5

7

159,3

11

Компрессор

2АМЗ-2500/6000

2500

6

96,9

5,3

236

;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Для определенного перерыва питания tпер имеем:

,

где К — коэффициент, характеризующий понижение пускового тока, т. к. реально движки не успевают за перерыв питания тормознуть.

Согласно заданию, коэффициент К определяем для tпер=1,9 с. по кривым на рис. 6.14 [2, стр.229] .

Ом.

Ом.

Напряжение на шинах с.н. при самозапуске от за ранее ненагруженного запасного источника питания (отсутствует предвключенная перегрузка) определяется выражением [10]:

о.е.

Делаем вывод, что самозапуск успешен, т.к. .

3.5 Выбор электродвигателя для механизма собственных нужд по условиям запуска
Проверим самый мощнейший движок. Для удаления товаров горения из топки предусмотрены три дымососа ДОД-43.

Технические данные механизма собственных нужд:

[м3/час];

[Па];

[об/мин];

[кгм2 ];

.

Определим мощность механизма:

[кВт].

Определим мощность мотора для механизма.

Коэффициент припаса примем равным 1,3 [5].

[кВт].

Избираем движок АО2 -21-49-16У1 [1, табл. 4.10, с. 187].

Таблица 3.2

Тип

Pном

Uном

nном

cos

Пусковые свойства

J

mmax

mп

kп

Ротора

кВт

кВ

о/мин

%

—

о.е.

о.е.

о.е.

кгм2

АО2 -21-49-16У1

3150

6

372

95

0,85

2,0

1

6,5

1250

Определим момент инерции привода:

[кгм2].

где =375 [об/мин].

Определим механическую постоянную привода:

[с].

Определим коэффициент загрузки.

.

Определим момент сопротивления механизма.

Примем исходный момент сопротивления равным 0.15 [2, рис. 5-10, с. 319, с. 318-340].

,

где p = 2 — показатель степени для устройств с вентиляторным моментом сопротивления [9, с. 319].

Определим критичное скольжение для избранного мотора.

Определим зависимость момента вращения мотора от скольжения.

где KU — коэффициент, учитывающий понижение напряжения на шинах питания ЭД механизма.

Рис.3.3 Зависимости моментов от скольжения

Определим зависимость лишнего момента от скольжения.

.

Дальше нужно скорректировать кривую мотора последующим образом:

,

.

Строим лишний момент: .

При помощи программного комплекса Mathcad построим зависимости моментов от скольжения(см. Рис 3.3, 3.4).

значения моментов при разных значениях скольжения сведены в табл.3.13.

Чтоб найти время запуска мотора, воспользуемся способом поочередных интервалов:

где

,

— среднее

Аналогично рассчитаем время запуска при понижении напряжения на шинах питания мотора до значения 0,8 о.е.

Рис 3.4 Зависимости моментов от скольжения

Результаты расчета сведены в табл.3.13.

Таблица 3.13. свойства моментов мотора и механизма СН зависимо от скольжения

s, о.е.

MC, о.е.

KU = 1

KU = 0.8

Mдв, о.е.

Mизб, о.е.

Mизб ср, о.е

Mдв, о.е.

Mизб, о.е.

Mизб ср, о.е

0.01

0.496

1.515

1.019

1.04

0.543

0.02

0.488

1.991

1.503

1.261

1.344

0.856

0.630

0.03

0.481

1.990

1.509

1.506

1.357

0.876

0.796

0.04

0.473

1.813

1.340

1.425

1.25

0.777

0.757

0.05

0.465

1.629

1.163

1.252

1.137

0.672

0.654

0.06

0.458

1.473

1.015

1.089

1.041

0.583

0.558

0.08

0.443

1.245

0.802

0.908

0.902

0.459

0.451

0.1

0.429

1.195

0.766

0.784

0.871

0.442

0.381

0.2

0.361

1.097

0.736

0.751

0.813

0.452

0.377

0.3

0.301

1.097

0.796

0.766

0.793

0.492

0.402

0.4

0.250

1.098

0.848

0.822

0.782

0.532

0.442

0.5

0.206

1.100

0.894

0.871

0.774

0.568

0.480

0.6

0.170

1.097

0.927

0.910

0.765

0.595

0.511

0.7

0.142

1.086

0.944

0.935

0.758

0.616

0.535

0.8

0.122

1.063

0.941

0.942

0.742

0.620

0.548

0.9

0.110

1.032

0.922

0.931

0.732

0.622

0.551

1

0.107

1.000

0.894

0.908

0.710

0.604

0.543

И в конце концов, определим превышения температуры обмотки статора над температурой окружающей среды за время запуска:

Для :

,

где — кратность пускового тока,

А/мм2 — плотность тока в статорной обмотке,

— соответствует пуску из прохладного состояния.

Для :

,

где — соответствует пуску из прохладного состояния.

Для :

,

где — кратность пускового тока,

А/мм2 — плотность тока в статорной обмотке,

— соответствует 2 — ому пуску.

Для :

,

где — соответствует 2 — ому пуску.

Вывод: из приобретенных расчетов видно, что избранный движок удовлетворяет условию (для класса изоляции F).

4. Расчёт токов КЗ с учётом подпитки от движков СН 6 кВ

Расчётная схема определения ТКЗ представлена на рис. 4.1.

Расчет токов недлинного замыкания (ТКЗ) ведется в наивысшем режиме при полном составе работающего оборудования. Расчет ведется для соответствующих точек : КЗ на шинах станции ( ВН и СН ), перед ТСН и шинах С.Н. Составляется схема и схемы замещения прямой и нулевой последовательности.

Для оборотной последовательности расчет не ведется, считая, что она равна прямой. В схемах замещения для сотворения припаса и упрощения расчета не учитываются активные сопротивления.

Схема с соответствующими точками приведена на рис.6.1. В согласовании с ними расчет ведется последующим образом:

К1, К2- замыкание на шинах станции, рассчитывается ток трехфазного и однофазного недлинного замыкания;

К3, К4- замыкание перед ТСН, рассчитывается суммарный ток трехфазного КЗ с учетом составляющих от системы и от синхронных генераторов станции;

К6, К7, К8- замыкание на шинах собственных нужд 6 кВ, рассчитывается ток трехфазного КЗ, беря во внимание подпитку от асинхронных движков С.Н.;

К5- замыкание на стороне ВН РТСН, рассчитывается ток трехфазного недлинного замыкания.

Рис. 4.1 Расчётная схема определения ТКЗ

4.1 Определение базовых величин и сопротивлений частей схемы

Для всех данных точек КЗ примем

Определим

кВ; [кА]

Определим

кВ; [кА].

Определим

кВ; [кА].

Определим

кВ; [кА].

По [3, табл. 3.4, с. 140] определим о.е.

Определим сопротивления прямой и оборотной последовательностей генераторов.

[о.е.].

[о.е.].

ЭДС системы примем равным [о.е.].

Определим суммарные сопротивления прямой последовательности систем.

[о.е.].

[о.е.].

Определим суммарные сопротивления нулевой последовательности систем.

[о.е.].

[о.е.].

Определим сопротивления блочных трансформаторов.

[о.е.].

Определим сопротивления обмоток ВН, СН и НН автотрансформатора связи.

;

примем ;

.

[о.е.].

[о.е.].

[о.е.].

Определим сопротивления ветки ВН-НН рабочих и запасного трансформаторов собственных нужд.

[о.е.].

4.2 Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К1

Расчётная схема замещения представлена на рис. 4.

Рис. 4.2 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (ПП)

Рис. 4.3 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (ПП)

[о.е.].

Рис. 4.4 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (ПП)

[о.е.].

[о.е.];

Рис. 4.5 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (ПП)

[о.е.].

Рис. 4.6 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (ПП)

[о.е.].

[о.е.].

[о.е.].

[кА].

По [3, табл. 3.8, с. 150] определим ударный коэффициент: Куд = 1.78.

[кА].

4.3 Расчёт тока однофазного КЗ в точке К1

Рис. 4.7 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (ОП)

Для проведения данного расчёта воспользуемся плодами промежных расчётов п. 4.2.

Определим суммарное сопротивление схемы замещения оборотной последовательности.

Рис. 4.8 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (ОП)

[о.е.].

Рис. 4.9 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (ОП)

[о.е.];

[о.е.].

Рис. 4.10 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (ОП)

[о.е.].

Рис. 4.11 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (ОП)

[о.е.].

Определим суммарное сопротивление схемы замещения нулевой последовательности.

Рис. 4.12 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (НП)

Рис. 4.13 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (НП)

[о.е.].

[о.е.].

[о.е.].

Рис. 4.14 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (НП)

[о.е.].

Определим сопротивление аварийного шунта:

[о.е.].

Определим

[о.е.].

[кА].

Определим

[кА].

4.4 Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К2

Для проведения данного расчёта воспользуемся плодами промежных расчётов п. 4.2.

Рис.4.15 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (ПП)

Рис. 4.16 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (ПП)

[о.е.].

Рис. 4.17 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (ПП)

[о.е.].

[о.е.].

[о.е.].

[кА].

По [3, табл. 3.8, с. 150] определим ударный коэффициент: Куд = 1.717.

[кА].

4.5 Расчёт тока однофазного КЗ в точке К2

Для проведения данного расчёта воспользуемся плодами промежных расчётов пп. 4.3 и 4.4.

Определим суммарное сопротивление схемы замещения оборотной последовательности.

Рис. 4.18 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (ОП)

Рис. 4.19 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (ОП)

[о.е.].

Рис. 4.20 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (ОП)

[о.е.].

Определим суммарное сопротивление схемы замещения нулевой последовательности.

Рис. 4.21 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (НП)

Рис. 4.22 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (НП)

[о.е.].

Определим сопротивление аварийного шунта.

[о.е.].

Определим

[о.е.],

где -коэффициент пропорциональности [3, стр.180].

[кА].

Определим

[кА].

4.6 Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К3

Для проведения данного расчёта воспользуемся плодами промежных расчётов п. 4.2.

Рис. 4.23 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К3

Рис. 4.24 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К3

[о.е.].

[о.е.].

Рис. 4.25 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К3

[о.е.].

[о.е.].

Рис. 4.26 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К3

[о.е.].

[о.е.].

Рис. 4.27 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К3

Определим составляющую ТКЗ от генератора.

[о.е.].

[кА].

Определим составляющую ТКЗ от системы.

[о.е.].

[кА].

Определим значение суммарного ТКЗ в точке К3.

[кА].

Определим значения ударного ТКЗ от генератора в точке К3(по [3, табл. 3.8,с. 150]Куд = 1.97).

[кА].

Определим значения ударного ТКЗ от системы в точке К3 (по [3, табл. 3.8, с. 150] Куд = 1.97).

[кА].

Определим значения суммарного ударного ТКЗ точке К3 (по [3, табл. 3.8, с. 150] Куд = 1.97).

[кА].

4.7 Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К4

Для проведения данного расчёта воспользуемся плодами промежных расчётов п. 4.2.

Рис. 4.28 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К4

Преобразуем схему рис. 4.29 к виду схемы рис. 4.30 (т. к. сопротивление обмотки СрН АТ равно нулю).

Подпитку от движков собственных нужд, которые могут быть подключены к одной из шин собственных нужд за одной из обмоток низшего напряжения запасного трансформатора собственных нужд, не учитываем.

На схеме рис. 4.30 представлено сопротивление лишь одной ветки АТ-НН, т.к. РТСН подключен к одному автотрансформатору.

Рис. 4.29 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К4

Рис. 4.30 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К4

[о.е.].

[кА].

По [3, табл. 3.8, с. 150] определим ударный коэффициент: Куд = 1.82.

[кА].

4.8 Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К5

Для проведения данного расчёта воспользуемся плодами промежных расчётов п. 4.6.

Расчётные схемы см. на рис. 4.23-4.27.

Определим суммарную ЭДС, приложенную к одной из шин собственных нужд за одной из обмоток НН трансформатора собственных нужд, и суммарное сопротивление, рассматривая XТСН как сопротивление одной из веток ВН-НН трансформатора собственных нужд.

Рис. 4.31 Схема замещения для определения тока КЗ в точке К5

[о.е.].

[о.е.].

Определим ток трёхфазного КЗ в точке К5 (с учетом подпитки от движков 6 кВ собственных нужд).

[о.е.].

[кА].

ток подпитки от движков СН (по [3, стр.178]):

определяем по секции А третьего блока.

Суммарный ток с учетом подпитки:

=4.7+12.463 = 17.163 [кА].

По [3, табл. 3.8, с. 150] определим ударный коэффициент: Куд = 1.37.

[кА].

4.9 Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К6

Для проведения данного расчёта воспользуемся плодами промежных расчётов п. 4.7.

Расчётные схемы см. на рис. 4.28-4.30.

Определим суммарное сопротивление, рассматривая XРТСН как сопротивление одной из веток ВН-НН запасного трансформатора собственных нужд.

[о.е.].

Определим ток трёхфазного КЗ в точке К6 (c учётом подпитки от движков 6 кВ собственных нужд).

[о.е.].

[кА].

ток подпитки от движков СН (по [3, стр.187]):

определяем по секции А третьего блока.

Суммарный ток с учетом подпитки:

=4.7+11.273 = 15.973 [кА].

По [3, табл. 3.8, с. 150] определим ударный коэффициент: Куд = 1.37.

[кА].

4.10 Результаты расчёта ТКЗ

Результаты расчёта токов КЗ сведены в табл. 16.

Таблица 4.1 Результаты расчёта ТКЗ

Точка

кА

кА

кА

кА

кА

кА

кА

кА

К1

18.495

46.557

21.159

55.358

К2

30.181

73.285

36.096

94.437

К3

49.266

137.255

К4

К5

К6

15.973

5. Выбор коммутационного, измерительного оборудования и токоведущих частей