Проектирование электрической части ГЭС

Федеральное агентство по образованию Саяно-Шушенский филиал Красноярского государственного технического университета Расчётно-пояснительная записка к курсовой работе по ЭЧС

«ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ГЭС»

Выполнил студент группы ГЭ 07−01

Дегенгард В. В Проверил преподаватель Толстихина Л. В Саяногорск 2011.

Цивилизованное общество невозможно представить без энергетической отрасли. Современные города полностью зависят от снабжения электрической энергией. Так при выходе из строя генерирующих мощностей или распределительных серей, тысячи людей могут оказаться без элементарных средств обеспечения жизнедеятельности: водоснабжения, отопления, канализации, освещения. Также такие аварии могут нанести экономики страны значительный ущерб. Энергетика 21 века должна надежно и бесперебойно обеспечивать потребителя электрической энергией, при этом поддерживать качественные показатели энергии на высоком уровне.

Все вышеперечисленные условия показывают, что к проектированию, строительству и эксплуатации энергетических объектов нужно подходить с высокой ответственностью, компетенцией и максимально использовать новые разработки и достижения науки.

Заключительной работой курса «Электрической части ГЭС» является курсовой проект «Проектирование электрической части ГЭС», в котором студент должен по исходным данным выбрать схему выдачи мощности, выбрать вид блока, по результатам расчетов токов КЗ выбрать оборудование ГЭС и распределительной подстанции ГЭС.

1. Выбор структурной схемы электрических соединений

Электрические схемы ГЭС строятся, как правило, по блочному принципу. Все генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами, параллельная работа блоков осуществляется на высоком напряжении.

Учитывая режим работы ГЭС в системе, маневренность и мобильность агрегатов, а также необходимость уменьшения капиталовложений, помимо одиночных блоков (рисунок 1.1) широко применяются укрупненные блоки с подключением нескольких генераторов совместно с повышающими трансформаторами подключены к одному выключателю (рисунок 1.2). На генераторном напряжении блоков выполняются ответвления для питания с.н.

Рисунок 1.1 — Структурная схема одиночного блока Рисунок 1.2 — Структурные схемы укрупненных блоков с подключением генераторов к трансформатору С целью снижения капиталовложений, кроме единичных блоков на станции могут быть применены укрупненные блоки. Их применение возможно только в том случае, когда общая мощность такого блока (в данном случае) не превышает допустимой величины снижения генерируемой мощности в ЭС (аварийный резерв), которая для данного задания составляет.

Следовательно, для данной ГЭС применение укрупненных блоков в структурной схеме является возможным.

Предлагаемые варианты структурных схем представлены на рисунках 1.1, 1.2.

Рассмотрим каждый из намеченных вариантов, отмечая попутно их достоинства и недостатки.

Минимальное число блоков, подключенных к РУВН должно быть таким, чтобы выполнялось условие

(1)

Определим максимальную нагрузку РУ 150кВ по формуле:

(2)

гдекоэффициент одновременности; .

n — количество линий нагрузки потребителей

— мощность нагрузки подключённой к РУ 150кВ Максимально возможная мощность, передаваемая в систему с шин РУ 150кВ Мощность генераторов блоков, присоединенных к РУ 150кВ, определяется по выражению:

(3)

где — количество генераторов присоединенных к РУ 150кВ;

— доля мощности генератора, потребляемая на собственные нужды (1%);

— номинальная мощность генератора, МВт;

— максимальная мощность, потребляемая с шин РУ 150кВ, МВт.

Итак, генерируемая на РУСН мощность не превышает максимальную потребляемую мощность местной нагрузки на величину:

(4)

Эта величина учитывает, что часть потребления на РУ 150кВ будет обеспечиваться мощностью получаемой от РУ 330 кВ.

Стоит отметить, что РУВН в нашем проекте будет подключено посредством АТ связи.

Рисунок 1.3 — Схема с единичными блоками Рисунок 1.4 — Схема с укрупненными блоками На рисунке 1.3 представлена структурная схема ГЭС с единичными блоками: 6 блоков с трехфазными двухобмоточными трансформаторами типа ТДЦ-250 000/330 (ориентировочно) присоединенных к шинам РУ 330кВ и 2 блока с трехфазными двухобмоточными трансформаторами типа ТДЦ-250 000/150 (ориентировочно) присоединенными к шинам РУ.

На рисунке 1.4 представлена структурная схема, в которой шесть генераторов попарно соединены в три укрупненных блока: два генератора и два трансформатора ТДЦ — 250 000/330 соединены блок с одним выключателем на РУ 330 кВ, на РУ 150 кВ два генератора соединены в укрупненный блок: два генератора и два трансформатора ТДЦ — 250 000/150.

На основании вышеизложенного для дальнейшего технико-экономического сравнения выбираем варианты блочной схемы (рисунок 1.3) и схемы с укрупненными блоками (рисунок 1.4).

Для упрощения анализа на данном этапе примем, что блок присоединен к РУ СН одним выключателем.

Рассмотрим далее возможность применения единичного или укрупненного блока для РУ СН и РУ ВН.

2. Выбор блоков ГЭС на основании технико-экономического расчета.

2.1 Выбор блочных трансформаторов

Выбор трансформаторов включает в себя определение их числа, типа и номинальной мощности.

Выбор номинальной мощности трансформатора в общем случае производят с учетом его нагрузочной способности:

(5)

где — коэффициент допустимой перегрузки.

При блочной схеме трансформатор блока должен обеспечить выдачу мощности генератора в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности нагрузки, подключенной на ответвлении от генератора. Тогда:

(6)

где — активная и реактивная номинальные мощности генератора, МВт, МВАр;

— активная и реактивная нагрузки собственных нужд, МВт, МВАр;

— активная и реактивная местные нагрузки, МВт, МВАр.

Так как на ответвлении к блоку присоединена только нагрузка собственных нужд, то:

(7)

где — номинальный коэффициент мощности генератора, о.е.

Для единичных и укрупненных блоков 330 кВ выбираем тип трансформаторов ТДЦ (ТЦ)-250 000/330, выпускаемые Запорожским трансформаторным заводом, для которых:

Sн=250 МВА; UВН=347кВ; UНН=15,75кВ; Рх=240кВт; Рк=605кВт, Uк%=11,0, Iх%=0,45%, rт=1,17Ом, хт=52,98Ом.

Для единичных и укрупненных блоков 150 кВ выбираем тип трансформаторов ТДЦ (ТЦ)-250 000/150, выпускаемые Запорожским трансформаторным заводом, для которых:

Sн=250 МВА; UВН=165кВ; UНН=15,75кВ; Рх=190кВт; Рк=640кВт, Uк%=11,0, Iх%=0,5%, rт=0,279Ом, хт=11,98Ом.

При проектировании элементов энергосистем потери ЭЭ при отсутствии графиков нагрузки оценивают методом времени максимальных потерь, используя значения максимальных нагрузок Pmax и время максимальных потерь .

Значение определяем по эмпирической формуле:

(8)

Потери холостого хода в трансформаторе:

(9)

где — число параллельно включенных трансформаторов.

— время работы блока в течение года, ч, определяемое по выражению:

(10)

где — время плановых простоев блока в течение года, ч;

— параметр потока отказов трансформатора блока, 1/год;

— среднее время аварийно-восстановительных ремонтов трансформатора, ч.

По таблице П. 9.2 для единичных и укрупненных блоков для напряжения 330 кВ находим: = 1,0; =30ч; =0,053 год-1; =45,03 ч.

для единичных и укрупненных блоков для напряжения 150 кВ находим

= 1,0; =30ч; =0,075 год-1; =94,61 ч.

Тогда:

Нагрузочные потери определим по формуле

(11)

где

Годовые издержки на потери электроэнергии определяются следующим образом:

(12)

Значения коэффициентов и для 2011 года:

;

.

Подставляя необходимые значения и в формулу, находим величину издержек на потери ЭЭ для одного трансформатора блока:

Суммарные издержки на 6 трансформаторов РУ 330 кВ составляют

Суммарные издержки на 2 трансформатора РУ 150 кВ составляют

2.2 Выбор вида блоков 330 кВ

Под надежностью понимается свойство объекта — системы или элемента выполнять заданные функции, сохраняя показатели в заданных условиях эксплуатации. Мерой надежности является вероятность. Надежность системы обеспечивается такими ее свойствами и свойствами элементов, как работоспособность, безотказность, ремонтопригодность, долговечность. В настоящее время в технике и энергетике наибольшее распространение получили элементные методы расчета надежности систем, которые исходят из предположения, что система состоит из самостоятельных (в смысле анализа надежности) элементов; при этом, как правило, функциональные зависимости между параметрами режимов отдельных элементов системы рассматриваются приближенно.

Считается, что отказ системы в выполнении заданных функций наступает в результате отказа элементов или их групп, ошибок обслуживающего персонала, отказов релейной защиты и противоаварийной автоматики.

Разделение на «элемент» и «систему» носит условный характер. В зависимости от решаемой задачи одни и те же физические объекты или их совокупности могут рассматриваться и как система, и как элемент. С одной стороны, при оценке надежности, например, электрической станции, генераторы, трансформаторы, выключатели, линии электропередачи считаются элементами схемы. С другой стороны, при оценке надежности линии или выключателя их следует рассматривать как системы, состоящие из отдельных элементов (опор, гирлянд, изоляторов, контактов выключателя, привода и т. д.).

Наиболее часто в расчетах надежности классификация элементов производится по конструктивному признаку с учетом их назначения. в качестве таковых принимают: генераторы, трансформаторы, выключатели, линии электропередачи, сборные шины, разъединители, отделители, предохранители, всевозможные преобразователи. Каждый элемент может находиться в трех различных (с точки зрения надежности системы) состояниях: рабочем, когда он включен; отказа, когда он отключен вследствие повреждения или аварии, т. е. воздействия случайных факторов; преднамеренного отключения, когда он отключен для проведения профилактических, капитальных ремонтов, по заявкам различных организаций. В общем случае все три состояния являются случайными, и поэтому в расчетах надежности используются вероятностно-статистические методы.

В действующих нормативных материалах, в частности в Правилах устройства электроустановок (ПУЭ) [19], фактор надежности учитывается при обеспечении надежности электроснабжения электроприемников, которые разделяются на три категории, причем из состава электроприемников первой категории выделяется еще особая группа. Однако стоит отметить, что рекомендаций по количественной оценке надежности и последствий отказов в нормативных материалах не приводится.

При выборе оптимального варианта структурной схемы ГЭС в рамках курсового проекта учитываем ненадежность только «отличающихся» элементов, к которым относятся:

· выключатели 330 кВ;

· разъединители 330 кВ;

При этом в сравнении не учитываются одинаковые по вариантам элементы (генераторы с генераторными коммутационными аппаратами, трансформаторы блоков 330 кВ, трансформаторы с.н.).

Рассмотрим экономическую целесообразность укрупнения блоков 330 кВ. По данным табл. 2.1 определим вероятность отказа, или средний коэффициент вынужденного простоя элементов электрической схемы ГЭС в течение года, по формуле

p ^ав = Т_в (13)

где: — параметр потока отказов, 1/год;

Т_в — среднее время восстановления, лет.

Итак, искомые вероятности аварийного простоя элементов блока составят:

— для выключателя 330 кВ:

= 0,03 5,48· 10^-3 = 16,44 · 10^-5;

— для разъединителя 330кВ:

= 0,010 1,14 · 10^-3 = 1,14 · 10^-5

Рисунок 2.1 — Вариант структурной схемы ГЭС с единичными блоками:

а) принципиальная схема; б) расчетная схема Рисунок 2.2 — Вариант структурной схемы ГЭС с единичными укрупненными блоками:

а) принципиальная схема; б) расчетная схема Определим вероятности простоя элементов схемы станции вследствие ремонтов (плановых, средних, капитальных) по формуле:

p ^пл = Т_р, (14)

где

— частота ремонтов (плановых, средних, капитальных), 1/год;

Т_р — продолжительность ремонтов, лет/рем.

Полученные в результате расчетов данные сведем в таблицу.

2.2.1 Оценка надежности элементов схемы единичного блока

Вероятность недоотпуска ЭЭ при применении в схеме ГЭС единичных блоков 330 кВ (вариант 1, рисунок 2.1) в случае полного отключения генерирующей мощности генераторов блока (G1, G2) может быть определена как произведение вероятностей простоя элементов, составляющих схему.

p ^I₁ = (2p_qs + p_q) (2p_qs + p_q) = (2p_qs + p_q + p_т + p_тсн)², (15)

А так как вероятность простоя элемента схемы определяется суммой вероятностей событий, состоящих в наступлении аварийного или планового ремонтов, то перепишем выражение (15) в следующем виде

p ^I₁ = [2(+) + (+)]² (16)

Исключим из последнего выражения события, состоящие в наступлении планово-предупредительных ремонтов обоих блоков 330 кВ, тогда формула (2.15) примет вид:

p ^I₁ = [2(+) + (+)]² — (2+)² (17)

Рассчитав с помощью математических программ получим:

p ^I₁ = 0,126 · 10^-5

Математическое ожидание среднегодового недоотпуска ЭЭ W_нд в связи с прекращением электроснабжения в результате простоя обоих блоков 330 кВ или аварийного простоя одного при плановом ремонте другого составит:

W_нд = p P_max Т_max,

где: p — вероятность перерыва электроснабжения при рассматриваемой схеме, о.е.;

P_max — максимальная активная мощность генераторов блока, МВт;

Т_max — продолжительность использования установленной мощности генераторов ГЭС, ч.

W ^I_нд1 = 0,126 · 10^-5 200 0,99 4200 = 2,09 МВтч/год

Тогда, математическое ожидание ущерба вследствие ненадежности схемы определим по формуле:

УН = у₀W_нд (18)

где: УН — ущерб (или недополученная прибыль) от недовыработки электроэнергии, руб/год;

у₀ — удельный ущерб, руб/кВтч.

Величина удельного ущерба составляет:

у₀ = 60 руб/кВтч.

Подставив найденные значения W_нд, для варианта 1 с единичными блоками 330 кВ находим:

УН ^I ₁ = 60 2,09 = 125,3 тыс. руб/год.

Таким образом, выполним расчет второй составляющей математического ожидания ущерба УН ^II₁, определяемой вероятностью события p ^II₁, имеющего место при аварийном или плановом простое одного из последовательных элементов единичных блоков .

p ^II₁ = 2· [2(+) + (+)], (19)

p ^II₁ = 6,896 · 10^-3;

W ^II_нд1 = 6,896 · 10^-3·10^-3 200 0,99 4200 = 5734,4 МВтч/год.;

УН ^II ₁ = 60 5734,4 = 344 063 тыс. руб/год.

Тогда значение ущерба от ненадежности для схемы единичного блока с учетом двух составляющих:

УН ₁ = УН ^I₁ + УН ^II₁ = 125,3 + 344 063 = 344 188 тыс. руб/год. (20)

2.2.2 Оценка надежности элементов схемы укрупненного блока

Вероятность недоотпуска ЭЭ вследствие ненадежности элементов укрупненного блока p ₂ (вариант 2) равна сумме вероятностей аварийных и плановых ремонтов последовательных элементов схемы блока:

p ₂ = 2p_qs + p_q + 2p_т + 2p_тсн, (21)

или, с учетом отмеченного выше условия, имеем:

p ₂ = 2(+) + (+), (22)

отсюда, используя данные табл 2.1, находим:

p ₂ = 3,448· 10^-3.

Математическое ожидание недоотпуска ЭЭ вследствие ненадежности элементов укрупненного блока по формуле

W_нд2 = 3,448· 10^-3 2 · 200 0,99 4200 = 5734,4 МВтч/год.

Математическое ожидание ущерба, согласно:

УН ₂ = 60 5734,4 = 344 063 тыс. руб/год.

Определим капиталовложения К для схемы с единичными блоками (вариант 1):

К₁ = 2 · (К_{яч.ОРУ-330} +К_Т + К_Тсн), (23)

где: К_{яч.ОРУ-330} — расчетная стоимость (укрупненная) ячеек ОРУ — 330 кВ [6, таблица 10.26], тыс. руб/;

К_Т — расчетная стоимость блочного трехфазного двухобмоточного трансформатора единичного (укрупненного) блока [6, табл. 3.8], тыс. руб/;

К_Тсн — расчетная стоимость трехфазного двухобмоточного трансформатора собственных нужд [6, табл. 3.4], тыс. руб.

таким образом, для варианта 1:

К1 = = 625 259,6 тыс. руб;

для варианта 2 капиталовложения составят:

К₂ = (К_{яч.ОРУ-330} + 2К_Т +2 К_Тсн,)

К₂ = (К_{яч.ОРУ-330} + 2К_Т +2 К_Тсн,) (24)

или, в соответствии с данными[6]:

К₂ = + 2· + 2·) = тыс. руб

Ежегодные издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание электрооборудования электростанции пропорциональны стоимости основных фондов (капиталовложениям)

И ^а+о = _(а+о) К (25)

Где _(а+о) — норма суммарных амортизационных отчислений (отчисления на реновацию и капитальный ремонт) и затрат на эксплуатацию электроустановки (текущий ремонт и зарплата персоналу) [10, табл. П. 10.1], о.е.:

И₁^а+о = 0,064 625 259,6 = 38 997 тыс. руб,

для варианта 2:

И₂^а+о = 0,064 = 34 004 тыс. руб.

Наиболее экономичный из вариантов электроустановки требует наименьшего значения полных приведенных затрат по формуле:

З_i = Е К_i + И_i + УН_i, (26)

З₁ = Е К₁ + И₁ + И₂+ УН₁ = 0,15 625 259,6 + 38 997 + 371,88+344,118 =

= 334 605 тыс. руб З₂ = Е К₂ + И₂ + УН₂ = 0,15 + 34 004 +371,88+ 344,1 = 114 180 тыс. руб

Из сравнения экономических показателей рассмотренных вариантов блочных схем видно, что предпочтительнее вариант 2 схемы с укрупненными блоками на стороне ВН 330 кВ. Он на 65% выгоднее по сравнению с вариантом с укрупненными.

2.3 Выбор вида блоков 150 кВ

При выборе оптимального варианта структурной схемы ГЭС в рамках курсового проекта учитываем ненадежность только «отличающихся» элементов, к которым относятся:

выключатели 150 кВ;

разъединители 150 кВ;

При этом в сравнении не учитываются одинаковые по вариантам элементы (генераторы с генераторными коммутационными аппаратами, трансформаторы блоков 150 кВ, трансформаторы с.н.).

Рассмотрим экономическую целесообразность укрупнения блоков 330 кВ. По данным таблицы 2.1 определим вероятность отказа, или средний коэффициент вынужденного простоя элементов электрической схемы ГЭС в течение года, по формуле

p ^ав = Т_в

где: — параметр потока отказов, 1/год;

Т_в — среднее время восстановления, лет.

Таблица 2.1 Показатели надежности работы элементов блока 150 кВ

Итак, искомые вероятности аварийного простоя элементов блока составят:

— для выключателя 150 кВ:

= 0,02 2,85· 10^-3 = 5,7 · 10^-5;

— для разъединителя 150кВ:

= 0,010 1,71 · 10^-3 = 1,71 · 10^-5;

Рисунок 2.3 — Вариант структурной схемы ГЭС с единичными блоками: а) принципиальная схема; б) расчетная схема

Рисунок 2.4 — Вариант структурной схемы ГЭС с единичными укрупнеными блоками: а) принципиальная схема; б) расчетная схема

Определим вероятности простоя элементов схемы станции вследствие ремонтов (плановых, средних, капитальных) по формуле:

p ^пл = Т_р,

где: — частота ремонтов (плановых, средних, капитальных), 1/год;

Т_р — продолжительность ремонтов, лет/рем.

Полученные в результате расчетов данные сведем в таблицу.

2.3.1 Оценка надежности элементов схемы единичного блока

Вероятность недоотпуска ЭЭ при применении в схеме ГЭС единичных блоков 150 кВ (вариант 1, рисунок 2.3) в случае полного отключения генерирующей мощности генераторов блока (G1, G2) может быть определена как произведение вероятностей простоя элементов, составляющих схему.

p ^I₁ = (2p_qs + p_q) (2p_qs + p_q) == (2p_qs + p_q + p_т + p_тсн)²,

А так как вероятность простоя элемента схемы определяется суммой вероятностей событий, состоящих в наступлении аварийного или планового ремонтов, то перепишем выражение (16) в следующем виде

p ^I₁ = [2(+) + (+)]²

Исключим из последнего выражения события, состоящие в наступлении планово-предупредительных ремонтов обоих блоков 150 кВ, тогда формула (17) примет вид:

p ^I₁ = [2(+) + (+)]² — (2+)²

Рассчитав с помощью математических программ получим:

p ^I₁ = 1,117 · 10^-5.

Математическое ожидание среднегодового недоотпуска ЭЭ W_нд в связи с прекращением электроснабжения в результате простоя обоих блоков 150 кВ или аварийного простоя одного при плановом ремонте другого составит:

W_нд = p P_max Т_max,

где: p — вероятность перерыва электроснабжения при рассматриваемой схеме, о.е.;

P_max — максимальная активная мощность генераторов блока, МВт;

Т_max — продолжительность использования установленной мощности генераторов ГЭС, ч.

W ^I_нд1 = 1,117 · 10^-5 200 0,99 4200 = 18,6 МВтч/год

Тогда, математическое ожидание ущерба вследствие ненадежности схемы определим по формуле:

УН = у₀W_нд

Где УН — ущерб (или недополученная прибыль) от недовыработки электроэнергии, руб/год;

у₀ — удельный ущерб, руб/кВтч.

Величина удельного ущерба составляет:

у₀ = 60 руб/кВтч.

Ущерб от недоотпуска для варианта 1 с единичными блоками 150 кВ находим:

УН ^I ₁ = 60 18,6 = 1115,3 тыс. руб/год.

Таким образом, выполним расчет второй составляющей математического ожидания ущерба УН ^II₁, определяемой вероятностью события p ^II₁, имеющего место при аварийном или плановом простое одного из последовательных элементов единичных блоков .

p ^II₁ = 2· [2(+) + (+)],

или, в соответствии с данными табл. 2.1 и 2.2, формулами (2.2), (2.17), (2.18):

p ^II₁ = 4,83 · 10^-3;

W ^II_нд1 = 4,83 · 10^-3· 200 0,99 4200 = 8038 МВтч/год.;

УН ^II ₁ = 60 8038 = 482 259 тыс. руб/год.

Тогда значение ущерба от ненадежности для схемы единичного блока с учетом двух составляющих:

УН ₁ = УН ^I₁ + УН ^II₁ = 1115,3 + 482 259 = 483 374 тыс. руб/год.

2.4 Оценка надежности элементов схемы укрупненного блока

Вероятность недоотпуска ЭЭ вследствие ненадежности элементов укрупненного блока p ₂ (вариант 2) равна сумме вероятностей аварийных и плановых ремонтов последовательных элементов схемы блока:

p ₂ = 2p_qs + p_q + 2p_т + 2p_тсн,

или, с учетом отмеченного выше условия, имеем:

p ₂ = 2(+) + (+),

отсюда, используя данные табл 1,2, находим:

p ₂ = 2,41· 10^-3.

Математическое ожидание недоотпуска ЭЭ вследствие ненадежности элементов укрупненного блока по формуле:

W_нд2 = 2,41· 10^-3 2 · 200 0,99 4200 = 4019 МВтч/год.

Математическое ожидание ущерба, согласно:

УН ₂ = 60 4019 = 241 129 тыс. руб/год.

Определим капиталовложения К для схемы с единичными блоками (вариант 1):

К₁ = 2 · (К_{яч.ОРУ-150} +К_Т + К_Тсн),

Где К_{яч.ОРУ-150} — расчетная стоимость (укрупненная) ячеек ОРУ — 150 кВ 6, табл. 10.26, тыс. руб;

К_Т — расчетная стоимость блочного трехфазного двухобмоточного трансформатора единичного (укрупненного) блока [6, табл. 3.8], тыс. руб;

К_Тсн — расчетная стоимость трехфазного двухобмоточного трансформатора собственных нужд [6, табл. 3.4], тыс. руб.

таким образом, для варианта 1:

К1 = = 411 483 тыс. руб;

для варианта 2 капиталовложения составят:

К₂ = (К_{яч.ОРУ-150} + 2К_Т +2 К_Тсн,)

или, в соответствии с данными /6/:

К₂ = + 2· + 2·) = тыс. руб

Ежегодные издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание электрооборудования электростанции пропорциональны стоимости основных фондов (капиталовложениям):

И ^а+о = _(а+о) К

где: _(а+о) — норма суммарных амортизационных отчислений (отчисления на реновацию и капитальный ремонт) и затрат на эксплуатацию электроустановки (текущий ремонт и зарплата персоналу) [10, табл. П. 10.1], о.е.:

И₁^а+о = 0,094 411 483 = 38 679 тыс. руб,

для варианта 2:

И₂^а+о = 0,094 = 33 686 тыс. руб.

Наиболее экономичный из вариантов электроустановки требует наименьшего значения полных приведенных затрат по формуле:

З_i = Е К_i + И_i + УН_i,

З₁ = Е К₁ + И₁ + И₂+ УН₁ = 0,15 411 483+38679+343,13+483,374 =

=101 571 тыс. руб,

З₂ = Е К₂ + И₂ + УН₂ = 0,15 + 33 686 +343,13+ 241,129 =

= 88 472 тыс. руб

Из сравнения экономических показателей рассмотренных вариантов блочных схем видно, что предпочтительнее вариант 2 схемы с укрупненными блоками на стороне ВН 150 кВ, но выбирается вариант с простыми блоками из-за ограничений работы автотрансформатора связи.

3. Выбор основного силового оборудочания

3.1 Выбор синхронных генераторов электростанции

Номинальная активная мощность гидрогенераторов (200 МВт) и их число входят в задание на курсовое проектирование, следовательно, выбор генераторов сводится фактически только к выбору их типа.

Выбираем генераторы:

СВ — 1130/250 — 48

— Номинальная частота вращения, об/мин 125

— Номинальная мощность — полная S_G, МВА

— активная P_G, МВт 235 200

— Номинальное напряжение U_G, кВ 15,75

— Номинальный коэффициент мощности cos _G, о.е. 0,85

— Номинальный ток I_G, кА 8,61

— Индуктивные сопротивления, о.е. — x_d``, — x_d`, — x_d. 0,205 0,3875

0,915

3.2 Выбор блочных трансформаторов

Данные расчеты выполнены и выбраны блочные трансформаторы типа:

ТДЦ (ТЦ) — 250 000/330;

3.3. Выбор трансформаторов собственных нужд

Доля мощности, потребляемой на собственные нужды станции составляет 1% от S_Gном:

S_С.Н. = 0,01 S_G = 0,01 235 = 2350 кВА. (27)

Условия выбора трансформатора собственных нужд запишем в виде

S_ТСН S_С.Н., (28)

При этом ближайшая стандартная мощность трансформатора составляет 2500 кВА. Выбираем трансформаторы с естественной циркуляцией воздуха и масла:

ТМ — 2500/35 15,75кВ.

3.4 Выбор автотрансформаторов связи

Расчетная мощность автотрансформатора связи (АТС), включенного между РУ ВН и РУ СН, определяется на основе анализа перетоков мощности между этими РУ в нормальном и аварийном режимах. В частности, необходимо рассмотреть отключение одного из блоков, присоединенных к РУ СН.

При выборе числа АТС учитывается, во-первых, требуемая надежность электроснабжения потребителей сети среднего напряжения, во-вторых, допустимость изолированной работы блоков на РУ СН.

Руководствуясь требованиями надежности электроснабжения местной нагрузки, на ГЭС, как правило, предусматривают два АТС. При выборе номинальной мощности трансформаторов связи учет их нагрузочной способности зависит от режима, определяющего расчетную (наибольшую) мощность. Если вероятность расчетного режима достаточно велика (плановое или аварийное отключение одного из генераторов на станции, аварийная ситуация в системе), то при выборе номинальной мощности можно допускать лишь перегрузку без сокращения срока службы, т. е. использовать коэффициент К_п.сист. В тех же случаях, когда расчетный режим маловероятен (отказ одного из АТС), при определении номинальной мощности используется коэффициент допустимой аварийной перегрузки К_п.ав.

Даны следующие условия

Мощность АТ связи выбирается по 3 режимам:

Нормальный

Режим отключения 1 блока на СН

Аварийное отключение 1-ого АТ связи.

Рассмотрим нормальный режим. Определим максимальный переток:

(28)

(29)

(30)

(31)

(32)

(31)

(32)

Аварийное отключение 1 блока. В данном случае нагрузка на СН принимается максимальной

(33)

Аварийно отключение одного автотрансформатор связи.

(34)

В каталоге смотрим большее, необходимое нам, значение:

2хАТДЦТН 250 000/330/150 У-1

Проверим на возможность комбинированного режима:

Рассчитаем мощность С.Н.

(35)

Проверим по загрузке общую обмотку

(36)

(37)

Рабочий ток средней обмотки

(38)

(39)

Номинальный ток общей обмотки

(40)

где

(41)

Фактический ток общей обмотки

(42)

Так как фактический ток общей обмотки превышает номинальный необходимо снижение передаваемой мощности.

(43)

(44)

Автотрансформатор подходит.

3.5 Выбор проводов воздушных линий 330 кВ

Протяженность линий 330 кВ

Суммарная мощность, выдаваемая на РУ-330 кВ:

(45)

Передаваемая мощность на одну линию для ВЛ-330 кВ

(46)

Число линий 330 кВ

(47)

Принимаем число ВЛ-330 кВ равным

(48)

Расчётный ток ВЛ-330 кВ

(49)

По величине расчётного тока из справочника выбираем провод:

АС-240/32

Проверим выбранное сечение проводников ВЛ-330 кВ в условиях послеаварийного режима (при отключении одной из двух воздушных линий электропередач).

(50)

по величине расчётного тока послеаварийного режима из справочника окончательно принимаем провод АС-500/64 для которого допустимый ток .

гидроэлектростанция блок ток агрегат

4. Выбор схемы расределительного устройства. Поектирование главной схемы ГЭС

Число присоединений на РУ 330 кВ — 9.

Принимаем схему две системы шин с тремя выключателями на две цепи.

Число присоединений на РУ 150 кВ — 6.

Принимаем схему одна секционированная система шин с обходной с отдельными выключателями на каждую секцию.

Рисунок 4.1 — схема распределительного устройства для напряжения 330 кВ две системы шин с тремя выключателями на две цепи Рисунок 4.2 — схема распределительного устройства для напряжения 150 кВ одна секционированная система шин с обходной с отдельными выключателями на каждую секцию

5. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов

Упрощенная схема электрических соединений ЭЭС представлена на рисунке 5.1

Рисунок 5.1- Упрощенная схема электрических соединений ЭЭС

5.1 Расчет тока однофазного и трехфазного короткого замыкания на шинах РУВН 330 кВ

5.1.1 Расчет периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания на РУВН

При расчете подпиткой от С.Н. пренебрегаем, учитываем систему.

Для расчетов токов КЗ за базисную мощность принимаем

Базисные напряжения принял равными средним номинальным напряжениям на соответствующих ступенях трансформации

Среднее номинальное напряжение устанавливают из следующей шкалы напряжений:

770; 515; 340; 230; 154; 115; 37; 24; 20; 18; 15,75; 13,8; 10,5; 6,3

Определяем базовые параметры

(51)

(52)

(53)

(54)

(55)

(56)

(57)

(58)

(59)

Индуктивные сопротивления гидрогенераторов

(60)

Индуктивное сопротивление системы

(61)

Индуктивные сопротивления трансформаторов АТ1, АТ2:

(62)

(63)

(64)

(65)

(66)

(67)

(68)

(69)

(70)

Индуктивные сопротивления трансформаторов Т1−6

(71)

Индуктивные сопротивления трансформаторов Т7−8

(72)

Индуктивные сопротивления воздушной линий электропередачи

(73)

Средние значения сверхпереходных ЭДС при номинальных условиях:

Для электроэнергетических систем ;

Для гидрогенераторов с демпферными обмотками ;

Для определения начального значения периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания необходимо составить схему замещения электроэнергетической системы, представленной совокупностью схем замещения элементов при заданных условиях.

Схема замещения электроэнергетической системы представлена на рисунке 5.2.

Рисунок 5.2 — Схема замещения ЭЭС.

Выполним элементарные преобразования

(74)

(75)

(76)

(77)

(78)

(79)

(80)

(81)

(82)

(83)

(84)

(85)

(86)

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К1, о.е.

(87)

Действующее значение периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания для момента времени t = 0:

(88)

Рисунок 5.3 — Упрощенная схема замещения.

5.1.2 Расчет ударного тока для трёхфазного короткого замыкания и начального значения апериодической составляющей

Ударный ток КЗ определяется

(89)

Для определения ударного тока необходимо найти ударный коэффициент

(90)

Зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока

(91)

Для её определения необходимо знать значения активных сопротивлений для всех элементов схемы замещения. По конфигурации эта схема замещения будет соответствовать схеме замещения из индуктивных сопротивлений. Все ЭДС источников принимаются равными нулю.

Значения активных сопротивлений для отдельных элементов схемы замещения определяются приближенно из рекомендованных для элементов ЭЭС соотношений

В расчетах принимаем следующие значения:

— системы 50

— гидрогенераторов 60

— трансформаторов 20

— линий электропередачи 5

Эквивалентирование схемы будет происходит в той же последовательности, что и при нахождении начального значения периодической составляющей тока трехфазного КЗ.

Рисунок 5.4 — Схема замещения с активными сопротивлениями

Активные сопротивления:

— генераторов

(92)

— системы

(93)

— трансформаторов

(94)

(95)

— линии электропередачи

(96)

Выполним элементарные преобразования

(97)

(98)

(99)

(100)

(101)

(102)

(103)

(104)

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока

(105)

Ударный коэффициент

(106)

Ударный ток КЗ

(107)

Начальное значение апериодической составляющей

(108)

5.1.3 Определение для момента времени значения периодической составляющей и апериодической составляющей

Для определения периодической составляющей тока КЗ в произвольный момент времени переходного процесса используется метод типовых кривых. Он основан на использовании кривых изменения во времени отношения действующих значений периодической составляющей тока КЗ от генератора в произвольный и начальный моменты времени, построенных для различных удаленностей точки КЗ. При этом электрическая удаленность точки КЗ от синхронной машины характеризуется отношением действующего значения периодической составляющей тока КЗ генератора в начальный момент КЗ к его номинальному току

(109)

где — номинальный ток источника питающей ветви.

Для гидрогенераторов при

Расчетная схема замещения, используемая в методе типовых кривых

Рисунок 5.5 — Расчетная схема замещения, используемая в методе типовых кривых.

Примем допущения

(110)

Ток от системы

(111)

Ток от генераторов Г7, Г8 проходит до точки короткого замыкания две ступени трансформации сделаем допущение

(112)

(113)

Пересчитаем ток из относительных единиц в именованные

(114)

Определим начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания гидрогенераторов.

Так как они равной мощности то примем их за 1 эквивалентный источник

(115)

Пересчитаем ток из относительных единиц в именованные

(116)

Определим номинальный ток гидрогенераторов Г7, приведенный к ступени КЗ:

Определим кратность начального тока КЗ гидрогенераторов:

(117)

K=, кА (118)

Ток в месте рассматриваемого трехфазного КЗ через от начала КЗ

(119)

Значение апериодической составляющей тока

(120)

5.1.4 Расчет действующего значения периодической составляющей тока однофазного короткого замыкания для момента времени .

Необходимо рассчитать ток однофазного короткого замыкания в начальный момент времени в точке К. Для этого необходимо определить составляющие тока КЗ прямой, обратной и нулевых последовательностей.

Общая формула

Где — суммарное ЭДС источников в схеме прямой последовательности,

— базисный ток ступени короткого замыкания,

— соответственно суммарные сопротивления схем прямой, обратной и нулевой последовательностей.

Рисунок 5.6 — Расчетная схема замещения при однофазном замыкании на шинах ВН

Рисунок 5.7 — Эквивалентная схема замещения при однофазном замыкании на шинах ВН

Схема замещения прямой последовательности аналогична схеме замещения при расчете трехфазного короткого замыкания.

Сопротивление прямой последовательности равно:

(121)

Схема замещения обратной последовательности идентична схеме замещения прямой последовательности

(122)

Схема замещения нулевой последовательности примет вид:

Рисунок 5.8 — Расчетная схема замещения при однофазном замыкании на шинах ВН для нулевой последовательности

(123)

(124)

Преобразуем сопротивление участка «система-линия»

(125)

(126)

Сопротивления автотрансформатора и РУСН

(127)

(128)

(129)

(130)

(131)

(132)

Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ

(133)

Начальное значение апериодической составляющей тока однофазного короткого замыкания

(134)

5.2 Точки КЗ на шинах 220 кВ, на выводах генераторов, на сборке резерва СН на НН АТ связи.

C помощью программного комплекса RastrKZ, в других точках получились следующие величины действующих периодических составляющих токов КЗ:

Необходимо определить ударные токи КЗ в этих точках.

Для этого нужно определить постоянную времени Ta, суммарное активное и реактивное сопротивление для каждой точки КЗ.

Рисунок 5.9 — Точки КЗ и схема замещения

Рисунок 5.10 — Точки КЗ и схема замещения с активными сопротивлениями

Исходные данные в программе RastrKZ будут выглядеть следующим образом

Рисунок 5.11 Таблица данных узлы/несим/ИД

Рисунок 5.12 — Таблица данных ветви/несим/ИД

Рисунок 5.13 — Таблица данных генератор/несим

Рисунок 5.14 — Расчетная схема в графическом редакторе программного комплекса RastrKZ

В итоге, для точки 5,6 (Резерв С.Н.) действующее периодическое значение тока трехфазного КЗ

Рисунок 5.15 — Таблица данных состав несиметиии

Суммарное активное и реактивное сопротивление то точки КЗ определим при расчете через шунт КЗ

Рисунок 5.16 — Значение сопротивления до точки КЗ.

Для остальных точек КЗ расчет производится аналогично. Определим полученные результаты в таблицу:

Таблица 5.1 — Результаты расчета токов короткого замыкания

6. Выбор электрических аппаратов

6.1 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов

Расчётный ток присоединения генераторов Г1-Г8 15,75 кВ

(135)

Расчётный ток присоединения блочного трансформатора Т1-Т6 РУ 330 кВ определяется рабочим током генератора

(136)

Присоединения линий связи с системой 330 кВ

(137)

(138)

Присоединение отпаечного трансформатора собственных нужд на генераторном напряжении 15,75 кВ

(139)

Расчетный ток присоединения автотрансформатора связи AT1 (AT2) РУ 330 кВ (для схемы нормального режима)

(140)

Утяжеленный режим работы данного присоединения наступает при отключении одного из параллельных автотрансформаторов

(141)

Присоединение автотрансформатора связи AT1 (AT2) РУ 10,5 кВ

(142)

— утяжеленный режим работы для вводных выключателей 10,5 кВ наступает при отключении одного из параллельных автотрансформаторов

(143)

Ток со стороны РУ 150 кВ

(144)

(145)

6.2 Выбор выключателей и разъединителей

На генераторном напряжении выберем выключатель типа НЕС-7A.

Варианты оборудования показаны на рисунке 16, лист 41.

Рисунок 6.1 — Варианты оборудования

1 — генераторный выключатель; 2 — линейный разъединитель; 3 — заземлитель;4 — пусковой выключатель для соединения со статическим преобразователем частоты; 5 — ручное короткозамыкающее соединение (при снятой крышке); 6 — конденсатор для защиты от перенапряжений; 7 — трансформатор тока; 8 — трансформатор напряжения; 9 — ОПН; 10 — короткозамыкающее соединение с приводом от двигателя.

6.2.1 Выбор выключателей и разъединителей на генераторном напряжении 15,75 кВ

Сводная таблица по выбору высоковольтных аппаратов генераторного напряжения 15,75 кВ G1-G8

Выключатель укомплектован разъединителем соответствующим параметрам выключателя

6.2.2 Выбор выключателей и разъединителей высшего напряжения

Выбор выключателей и разъединителей на среднем и высшем напряжении 150 кВ и 330 кВ

Таблица 6.1 — Выбор выключателя и разъединителя на напряжение 330 кв

Таблица 6.2 — Выбор выключателя и разъединителя на напряжение 150 кв

6.2.3 Выбор выключателей и разъединителей 10,5 кВ — НН АТС

В сети НН АТ связи значение тока КЗ имеет большое значение. Следовательно, необходима установка токоограничивающего реактора.

Наметим к установке реактор:

Ртст-10−1000- 0,35 у3,

Номинальное напряжение: 10 кВ

Номинальный ток: 1000 А

Индуктивное сопротивление, Ом: 0,35

Электродинамическая стойкость, кА: 57,5

Термическая стойкость: 6с

По условию Iном, р>2Iном, с.н. данный реактор удовлетворяет.

Значение максимального ударного тока короткого замыкания для данного реактора

(146)

Рассчитываем новый режим в программе RastrKZ.

После установки реактора ток с низкой стороны АТ снижается до

Iпо =18,47 кА, iу = 50,7 кА (147)

Для напряжения 10,5 кВ принимаем к установке комплектное распределительное устройство ABB SafePlus с элегазовой изоляцией для применения во вспомогательных сетях. Данное КРУ оснащено всем комплексом необходимого оборудования (щиты управления, РЗА и ПА, выключатель-разъединитель, трансформаторы тока и напряжения и др.).

6.3 Выбор трансформаторов тока

Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений, наиболее удобных для подключения измерительных приборов, реле защиты, устройств автоматики. Применение измерительных трансформаторов обеспечивает безопасность работающих (так как цепи высшего и низшего напряжений разделены), а также позволяет унифицировать конструкцию приборов и реле.

6.3.1 Расчёт нагрузки трансформаторов тока в цепи генераторного напряжения

Таблица 6.3 — Измерительные приборы, установленные в цепи генератора

Генераторный выключатель HEC-7А оснащён встроенным трансформатором тока JKQ-870C-10 000/1 для которых номинальная нагрузка, соответствующая классу точности S = 40 ВА; номинальный вторичный ток I_2ном = 1 А.

Завод-изготовитель не указал ток термической и электродинамической стойкости, следовательно, фирма гарантирует динамическую стойкость выбранного ТТ. Проверим выбранный ТТ по другим условиям; результаты расчета представлены в таблице 6.4.

Таблица 6.4 — Выбор и проверка трансформаторов тока в цепи генераторного напряжения

Принимаем ближайшее большее стандартное сечение медного контрольного кабеля (но не менее 2,5 мм², по условию механической прочности) s = 2,5 мм².

6.3.2 Расчёт нагрузки трансформаторов тока в цепи среднего напряжения 150 кВ

Таблица 6.5 — Измерительные приборы, установленные в цепи среднего напряжения 150 кВ

В состав ячейки КРУЭ ELK-04 входит трансформатор тока ELK CT 04 для которого номинальная нагрузка, соответствующая классу точности 0,5 равна S = 30 В•А; номинальный вторичный ток I_2ном = 5 А.

Класс точности ELK CT-04 больше класса точности подключенных приборов.

Параметры трансформатора тока согласованы с параметрами выключателя, находящегося в составе этой ячейки, заводом изготовителем. Дополнительная проверка на термическую и динамическую стойкость не требуется.

Таблица 6.6 — Выбор и проверка трансформаторов тока в цепи среднего напряжения 150 кВ

Принимаем ближайшее большее стандартное сечение медного контрольного кабеля (но не менее 2,5 мм², по условию механической прочности) s = 2,5 мм².

6.3.3 Расчёт нагрузки трансформаторов тока в цепи высшего напряжения 330 кВ

Таблица 6.7 — Измерительные приборы, установленные в цепи высшего напряжения 330 кВ

Наметим трансформатор тока ELK-CB3 для которого номинальная нагрузка, соответствующая классу точности S = 30 ВА; номинальный вторичный ток I2ном = 1 А.

Класс точности ELK-CB3 выше класса точности подключенных приборов.

Завод-изготовитель не указал ток электродинамической стойкости в паспорте прибора, следовательно, фирма гарантирует динамическую стойкость выбранного ТТ. Проверим выбранный ТТ по другим условиям, результаты сведены в таблицу 6.8.

Параметры трансформатора тока согласованы с параметрами выключателя, находящегося в составе этой ячейки, заводом изготовителем. Дополнительная проверка на термическую и динамическую стойкость не требуется.

Таблица 6.8 — Выбор и проверка трансформаторов тока в цепи высшего напряжения 330 кВ

Принимаем ближайшее большее стандартное сечение медного контрольного кабеля (но не менее 2,5 мм², по условию механической прочности) s = 2,5 мм².

6.3.4 Расчёт нагрузки трансформаторов тока в цепи низшего напряжения 10,5 кВ

Таблица 6.9 — Измерительные приборы, установленные в цепи низшего напряжения 10,5 кВ

В состав ячейки КРУ SafePlus входит трансформатор тока TPU-4 для которого номинальная нагрузка, соответствующая классу точности 0,2 равна S = 5 В•А; номинальный вторичный ток I_2ном = 5 А.

Класс точности TPU-4 больше класса точности подключенных приборов.

Параметры трансформатора тока согласованы с параметрами выключателя, находящегося в составе этой ячейки, заводом изготовителем. Дополнительная проверка на термическую и динамическую стойкость не требуется.

Таблица 6.10 — Выбор и проверка трансформаторов тока в цепи низшего напряжения 10,5 кВ

Принимаем ближайшее большее стандартное сечение медного контрольного кабеля (но не менее 2,5 мм², по условию механической прочности) s = 2,5 мм².

6.4 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбирают по напряжению уставки

(148)

По вторичной нагрузке в намеченном классе точности (в зависимости от присоединения приборов)

(149)

где номинальная мощность нагрузки трансформатора напряжения, ВА.

Трансформатор напряжения устанавливается на каждой секции или системе сборных шин, к нему подключаются измерительные приборы всех присоединений. Расчёты будем вести в табличной форме.

6.4.1 Расчёт нагрузки трансформаторов напряжения в цепи генераторного напряжения

Таблица 6.11 — Измерительные приборы, установленные в цепи генератора

В генераторных распредустройствах HEC-7А есть возможность установки встроенных трансформаторов напряжения типа TJS 5, для которых номинальная нагрузка, соответствующая классу точности 0,5 равна S = 50 В•А; номинальное вторичное напряжение U_2ном = 100/v3 В.