КЭС 6х300 МВт электрическая станция
Аннотация
Темой данной расчетно-пояснительной записки является проект конденсационной электрической станции мощностью 1800 МВт. Записка содержит введение, в котором кратко формируются основные предпосылки к выполнению данного проекта,паспорт станции, расчет тепловой части и выбор основного и вспомогательного оборудования тепловой схемы, электротехническую часть, содержащую выбор основных электрических схем проектируемой станции и выбор электротехнического оборудования, выбор и описание релейной защиты блока генератор - трансформатор, раздел затрагивающий вопросы экологии и техники безопасности, расчет экономической эффективности инвестиций в проект, а также расчетное определение уровня электрического поля в открытом распределительном устройстве 220 кВ.
6. Безопасность и экологичность проекта
Меры защиты населения от вредного воздействия электрического поля, создаваемого воздушными линиями электропередач 500 кВ
6.1. Возникновение электромагнитного поля в пространстве вблизи воздушных линий электропередач
Воздушные линии электропередач (ВЛ) создают электромагнитные поля (ЭМП) так называемой промышленной частоты. Для нашей страны она равна 50 Гц. На промышленной частоте электрическое и магнитное поля можно считать не связанными друг с другом, рассматривать их отдельно. Можно считать, что электрическое поле возникает при напряжении на токоведуших частях, а магнитное - при прохождении тока по этим частям.
Электрическое поле ВЛ можно рассматривать в каждый данный момент как электростатическое поле, т.е. применять к нему законы электростатики. Это поле создается по крайней мере между двумя электродами (телами), которые несут заряды разных знаков и на которых начинаются и оканчиваются силовые линии.
Поле электроустановок неравномерное, т.е. напряженность его изменяется вдоль силовых линий. Вместе с тем оно обычно несимметричное, поскольку возникает между электродами различной формы, например между токоведущей частью и землей или металлической заземленной конструкцией.
Поле ВЛ можно считать, кроме того, плоскопаралельным, т.е. форма его одинакова в параллельных плоскостях, называемых плоскостями поля. В данном случае плоскости поля перпендикулярны оси линии.
6.2. Влияние электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля на человека
Электромагнитные поля являются одним из производственных антропогенных факторов, который, так же как и многие другие, оказывает свое влияние на биологические объекты и, в частности на человека.
В процессе эксплуатации электроэнергетических установок - открытых распределительных устройств и воздушных линий электропередачи сверхвысокого напряжения (330 кВ и выше) было отмечено ухудшение состояния здоровья персонала, обслуживающего указанные установки. Субъективно это выражалось в ухудшении самочувствия работающих, которые жаловались на повышенную утомляемость, вялость, головные боли, плохой сон, боли в сердце и.т.п.
Специальные наблюдения и исследования подтвердили обоснованность этих жалоб и установили, что фактором, влияющим на здоровье обслуживающего персонала, является электромагнитное поле, возникающее в пространстве вокруг токоведуших частей действующих электроустановок.
Интенсивное электромагнитное поле промышленной частоты вызывает нарушение функционального состояния центральной нервной и сердечно-сосудистой системы. При этом наблюдается повышенная утомляемость, снижение точности движений, изменение кровяного давления и пульса, возникновение болей в сердце, сопровождающихся сердцебиением и аритмией, и.т.п.
В последние годы в России стихийно сложилась практика строительства дачных домов вблизи ВЛ, а иногда прямо под проводами линий, включая линии 500 кВ. При этом в зоне влияния электромагнитных полей оказываются дети и больные люди т.е. лица наиболее подверженные вредным воздействиям. С учетом этих обстоятельств следует признать проблему воздействия электромагнитных полей весьма серьезной.
6.3. Факторы воздействия электрического поля 50 Гц на человека
Механизм биологического действия электрического поля на организм человека изучен недостаточно. Предполагается, что нарушение регуляции физиологических функций организма обусловлено воздействием поля на различные отделы нервной системы. При этом повышение возбудимости центральной нервной системы происходит вследствие рефлекторного действия поля, а тормозной эффект - результат прямого воздействия поля на структуры головного и спинного мозга. Считается, что кора головного мозга, а также промежуточный мозг особенно чувствительны к воздействию электрического поля.
Предполагается также, что основным материальным фактором, вызывающим указанные изменения в организме, является индуцируемый в теле ток, а влияние самого электрического поля значительно меньше.
Наряду с биологическим действием электрическое поле обуславливает возникновение разрядов между человеком и металлическим предметом, имеющим иной, чем человек потенциал.
Если человек стоит непосредственно на земле или на токопроводящем заземленном основании, то потенциал его тела практически равен нулю, а если он изолирован от земли, то тело оказывается под некоторым потенциалом, достигающим иногда несколько киловольт.
Очевидно, что прикосновение человека, изолированного от земли, к заземленному металлическому предмету, равно как и человека, имеющего контакт с землей, к металлическому предмету, изолированному от земли, сопровождается прохождением через человека в землю разрядного тока, который может вызывать болезненные ощущения, особенно в первый момент. Часто прикосновение сопровождается искровым разрядом.
В случае прикосновения к изолированному от земли металлическому предмету большой протяженности (трубопровод, проволочная ограда на деревянных стойках и.т.п.) или большого размера (крыша деревянного здания и пр.) ток, проходящий через человека может достигать значений, опасных для жизни.
Итак в соответствии с [19] различают следующие виды вредного воздействия электрического поля вблизи ВЛ на человека:
-непосредственное воздействие, проявляющееся при пребывании в электрическом поле. Эффект этого воздействия усиливается с увеличением напряженности поля и времени пребывания в нем;
-воздействие электрических разрядов (импульсного тока). Возникающего при прикосновении человека к изолированным от земли конструкциям, корпусам машин и механизмов на пневматическом ходу и протяженным проводникам или при прикосновении человека, изолированного от земли, к растениям, заземленным конструкциям и другим заземленным объектам;
-воздействие тока проходящего через человека, находящегося в контакте с изолированными от земли объектами - крупногабаритными предметами, машинами и механизмами, протяженными проводниками - тока стекания.
6.4. Электрическое поле как причина возможных воспламенений и взрывов горючих газов и паров горючих жидкостей
Электрическое поле может стать причиной воспламенения или взрыва паров горючих материалов и смесей в результате возникновения электрических разрядов при соприкосновении предметов и людей с машинами и механизмами. Электрические разряды возникают в результате разности потенциалов заземленных и не заземленных объектов находящихся в электрическом поле. Для предотвращения разрядов необходимо заземлять объекты находящиеся в данном электрическом поле. Более полно меры для предотвращения воспламенений и взрывов описаны ниже, в 6.6.
6.5. Предельно допустимые уровни напряженности электрического поля внутри жилых зданий и на открытых территориях
Предельно допустимые уровни напряженности электрического поля внутри жилых зданий и на открытых территориях описаны в Санитарных нормах и правилах. Данные нормы приведены в [19].
В качестве предельно допустимых уровней приняты следующие значения напряженности электрического поля:
-внутри жилых зданий - 0,5 кВ/м;
-на территории зоны жилой застройки - 1кВ/м;
-в населенной местности вне зоны жилой застройки (земли городов в пределах городской черты в границах их перспективного развития на 10 лет, пригородные и зеленые зоны, курорты, земли поселков городского типа в пределах поселковой черты и сельских населенных пунктов в пределах черты этих пунктов), а также на территории огородов и садов - 5кВ/м;
-на участках пересечениях ВЛ с автомобильными дорогами I-IV категорий - 10 кВ/м;
в ненаселенной местности (незастроенные местности, хотя бы и часто посещаемые людьми, доступные для транспорта, и сельскохозяйственные угодья) - 15 кВ/м;
-в труднодоступной местности (недоступной для транспорта и сельскохозяйственных машин) и на участках, специально выгороженных для исключения доступа населения - 20 кВ/м.
Предельные допустимые значения напряженности нормируются для электрического поля, не искаженного присутствием человека. Напряженность электрического поля определяется на высоте 1,8 м от уровня земли, а для помещений - от уровня пола.
6.6. Основные меры защиты от воздействий электрического поля на население. Санитарно-защитные зоны. Экранирование. Заземление. Предупредительные знаки. Выбор трассы линии, прокладка воздушной линии электропередач
В целях защиты населения от воздействия электрического поля ВЛ устанавливаются санитарно-защитные зоны. Санитарно-защитной зоной является территория вдоль трассы ВЛ, в которой напряженность электрического поля превышает 1 кВ/м.
Если напряженность электрического поля превышает предельно допустимые уровни, приведенные в [19], должны быть приняты меры по ее снижению.
В местах возможного пребывания человека напряженность электрического поля может быть уменьшена путем:
-удаления жилой застройки от ВЛ;
-применения экранирующих устройств и других средств снижения напряженности электрического поля.
Машины и механизмы на пневматическом ходу, находящиеся в санитарно-защитных зонах ВЛ, должны быть заземлены. В качестве заземлителя допускается использовать металическую цепь, соединенную с рамой или кузовом и касающуюся земли.
В пределах санитарно-защитной зоны запрещается:
-размещать жилые и общественные здания и сооружения, площадки для остановки и стоянки всех видов транспорта, предприятия по обслуживанию автомобилей и склады нефти и нефтепродуктов;
-производить операции с горючим, выполнять ремонт машин и механизмов.
Трассы проектируемых и вновь сооружаемых ВЛ должны выбираться таким образом, чтобы объекты, перечисленные выше, не оказались в пределах санитарно-защитных зон, или были вынесены за пределы этих зон.
Допускается оставлять жилые здания и приусадебные участки в санитарно-защитных зонах действующих ВЛ 500 кВ при условии снижения напряженности электрического поля внутри жилых зданий и на открытой территории до значений, предусмотренных в [19].
Металические кровли зданий, оставляемых в санитарно-защитных зонах, должны быть заземлены не менее чем в двух местах. Сопротивление заземления не нормируется.
Напряженность электрического поля в зданиях, оставляемых в санитарно-защитных зонах, и имеющих неметаллическую кровлю, может быть снижена путем установки заземленной металлической сетки на крыше этих зданий. Напряженность электрического поля на открытых территориях, расположенных в этих зонах, может быть снижена путем установки экранирующих перегородок (железобетонных заборов, тросовых экранирующих устройств) или посадкой деревьев и кустарника высотой не менее 2 метров.
Шпалерную проволоку для подвески винограда, хмеля и.т.п., находящуюся в санитарно-защитных зонах ВЛ, рекомендуется располагать перпендикулярно к оси ВЛ. Каждый проводник должен быть заземлен не менее чем в трех точках. Сопротивление заземления не нормируется.
При проведении строительно-монтажных работ в санитарно-защитных зонах ВЛ необходимо заземлять протяженные металлические объекты (трубопроводы, кабели, провода линий связи и пр.) не менее чем в двух точках, а также на месте производства работ. Сопротивление заземления также не нормируется.
В местах пересечения автодорог с ВЛ должны устанавливаться дорожные знаки запрещающие остановку транспорта в санитарно-защитных зонах этих ВЛ.
В районах прохождения ВЛ персонал предприятия электрических сетей, обслуживающих эти ВЛ, должен проводить разъяснительную работу среди населения по пропаганде мер безопасности при работах и нахождении вблизи ВЛ.
При подготовке и в процессе проведения сельскохозяйственных и других работ вблизи ВЛ лица, ответственные за проведение этих работ, должны проводить инструктаж работающих и обеспечивать выполнение мер защиты от воздействия электрического поля, регламентируемых Санитарными нормами и правилами.
7. Экономическая часть
7.1. Расчет экономической эффективности инвестиций в инвестиционный проект
7.1.1. Введение
В экономической части проекта рассматривается экономическая и финансовая состоятельность предприятия. Расчет проводится для расчетного периода, включающего период строительства, освоения и нормальной эксплуатации предприятия.
В качестве исходных данных для расчета необходимо иметь данные по капиталовложениям, издержкам производства, источникам финансирования.
7.1.2. Расчет технико-экономических показателей КЭС
Число часов использования установленной мощности, ч
(7.1) где
-годовая выработка электроэнергии, определяемая из графика нагрузки генераторов;
-установленная мощность станции, кВт.
(7.2) где
количество летних и зимних дней, ч;
мощность ступени графика нагрузки, кВт;
длительность этой ступени, ч. По (7.2) (с зачетом количества блоков):
Тогда по (7.1):
ч Капиталовложения в строительство КЭС, млн.руб.:
, (7.3) где
капиталовложения в первый блок, млн.руб.;
капиталовложения в последующие блоки, млн.руб.;
число блоков;
коэффициент, учитывающий вид топлива.
, (7.4) где
коэффициент, учитывающий район сооружения; 0,57 и 0,43 - соответственно доля капиталовложений на строительно-монтажные работы и оборудование.
По (7.3):
руб. По (7.4):
руб. Удельные капиталовложения в КЭС составляют:
млн.руб./кВт Годовой расход топлива на КЭС рассчитывается по топливным характеристикам из [20],т.у.т./год
, (7.5) где
число часов работы агрегата в году (ч);
количество агрегатов. По (7.5):
Годовой расход топлива на КЭС (т.н.т./год):
где
Удельный расход условного топлива без учета собственных нужд, кг/(кВт ч)
Удельный расход условного топлива с учетом собственных нужд (расход на собственные нужды принят из электрической части проекта и равен 3,42%)
где
КПД брутто станции:
КПД нетто станции:
Топливные издержки, млн.руб./год:
(7.6) где
цена топлива на месте использования, тыс.руб./(т.н.т.);
коэффициент потерь.
Тогда по (7.6):
Годовые издержки на амортизацию определяются как доля от капиталовложений в КЭС. Средняя норма амортизации для КЭС принимаем как:
тогда:
Издержки на ремонт, млн.руб./год:
(7.7) где
коэффициент, равный для четырех агрегатов типа К-300-240 -2,9%. Тогда, согласно (7.7):
руб./год Издержки на заработную плату персонала станции, млн.руб./год:
(7.8) где
удельная численность персонала КЭС для блока 300 МВт, работающего на газе при количестве блоков - 4;
фонд заработной платы, млн.руб./год. По (7.8):
руб./год Прочие годовые эксплуатационные расходы:
Суммарные годовые издержки по КЭС:
Себестоимость выработанной электроэнергии определяется как отношение годовых эксплуатационных издержек к годовой выработке электроэнергии:
руб./(кВт ч) Себестоимость отпущенной электроэнергии определяется с зачетом расхода на собственные нужды, то есть:
руб./кВт ч Результаты расчета сведены в табл. 7.1.
Таблица 7.1.
Технико-экономические показатели КЭС
| № п/п | Показатель | Значение |
| 1 | Установленная мощность Руст, МВт | 1200 |
| 2 | Число и тип агрегатов | 6 х К-300-240 |
| 3 | Число часов использования установленной мощности hу, ч | 7140 |
| 4 | Годовая выработка электроэнергии, кВт ч |  |
| 5 | Годовой отпуск электроэнергии, кВт ч |  |
| 6 | Годовой расход условного топлива Вг, т.у.т. |  |
| 7 | Удельный расход условного топлива (брутто), Бр Bу , кг/(кВт ч) | 0,313 |
| 8 | Удельный расход условного топлива (нетто), Н Bу , кг/(кВт ч) | 0,324 |
| 9 | КПД станции (брутто), n бр | 0,393 |
| 10 | КПД станции (нетто), n н | 0,380 |
| 11 | Расход электроэнергии на собственные нужды, % | 3,42 |
| 12 | Капиталовложения в КЭС Ккэс, млн. руб. | 3450000 |
| 13 | Удельные капиталовложения в КЭС Ккэс, млн. руб./кВт | 1,92 |
| 14 | Численность эксплуатационного персонала, N пер, чел. | 1720 |
| 15 | Себестоимость выработанной электроэнергии, руб./(кВт ч) | 111,163 |
| 16 | Себестоимость отпущенной электроэнергии, руб./(кВт ч) | 113,9 |
| 17 | Цена топлива, Цт, тыс. руб./т.н.т. | 340 |
7.3. Экономическая оценка эффективности инвестиций
В условиях рыночной экономики решающим условием финансовой устойчивости предприятия является эффективность вложения капитала в тот или иной инвестиционный проект.
Поскольку капиталовложения всегда ограничены финансовыми возможностями предприятия, а достижение результата отдалено во времени, возникает необходимость планирования инвестиционных решений и оценки экономической эффективности путем разработки инвестиционного проекта.
Инвестиционный проект - это комплексный план создания производства с целью получения экономической выгоды.
Экономическая оценка эффективности инвестиций проектируемых объектов заключается в сопоставлении капитальных затрат по всем источникам финансирования, эксплуатационных издержек и прочих затрат с поступлениями, которые будут иметь место при эксплуатации рассматриваемых объектов.
В качестве основных показателей и критериев финансово-экономической эффективности инвестиций в условиях рыночных отношений используются простые критерии:
-движение потоков наличности;
-чистая прибыль;
-рентабельность инвестиций;
-срок окупаемости капиталовложений;
-срок предельно возможного полного возврата банковских кредитов и процентов по ним.
Интегральные критерии:
-чистая современная стоимость;
-внутренняя норма рентабельности;
-срок возврата капитала;
-суммарные или интегральные затраты.
Расчет по каждому из критериев проводится для расчетного периода, который охватывает инвестиционную и производственную стадии инвестиционного цикла.
Расчетный период (срок жизни проекта)-это период времени, в течении которого инвестор планирует отдачу от первоначального вложения капитала. Его можно представить в виде временной оси, включающей периоды, отличающиеся характером затрат и доходов (рис. 7.1.)
проектирование строительство освоение нормальная ликвидация
эксплуатация
|--------------|---------------|----------|-------------|-----------|
| инвестирование | | | |
|------------------------------|----------| | |
| | получение дохода | |
| |------------------------| |
| расчетный период |
|-------------------------------------------------------------------|
рис. 7.1. Расчетный период КЭС
Расчетный период принимается обычно равным сроку службы наиболее важной части основного капитала. При этом стоимость тех частей основного капитала, которые имеют большой срок службы, определяется по их ликвидной стоимости. Необходимо также учитывать замену тех частей основного капитала, срок службы которых меньше принятого расчетного периода.
Непосредственным объектом экономического и финансово анализа являются потоки платежей, характеризующие процессы инвестирования и получения доходов в виде одной совмещенной последовательности. Результирующий поток платежей формируется, как разность между чистыми доходами от реализации проекта и расходами в единицу времени.
Под чистым доходом понимается доход, полученный в каждом временном интервале от производственной деятельности, за вычетом всех платежей, связанных с его получением (издержками на оплату труда, сырье, налогами и другими).При этом начисление амортизации не относится к текущим затратам(издержкам).
Определение срока окупаемости капиталовложений производится последовательным суммированием величины чистого дохода в стабильных ценах(без учета инфляции)по годам расчетного периода до того момента, пока полученная сумма не сравняется со значением суммарных капиталовложений, то есть:
(7.9) где
срок завершения инвестиций;
момент начала производства;
срок окупаемости(искомая величина);
суммарные годовые издержки без амортизационных отчислений;
налог;
чистая прибыль. В формуле (7.9) искомой является величина
обеспечивающая равенство левой и правой частей формулы. Значение нормы дисконтирования, при которой чистый доход становится равным нулю называется внутренней нормой доходности. Таким образом, внутренняя норма доходности объекта представляет собой коэффициент дисконтирования, при котором сумма дисконтирования притоков денежных средств(без учета средств финансирования)равна значению дисконтированных оттоков денежных средств за расчетный период, включающий в себя период строительства и достаточно длительный период эксплуатации объекта.
Расчет показателей для финансово-экономического анализа был произведен с помощью программы, составленной в EXCEL: EKON_MK.xls.
Строительство КЭС продолжается пять лет. Распределение капиталовложений по годам строительства и освоение мощности приведены в табл. 7.2.
Реализация электроэнергии производится по цене:
руб./(кВт ч) Таблица 7.2.
Распределение капиталовложений и освоение мощности по годам
| Годы строительства и эксплуатации | Капиталовложения, % | Освоение мощности, % |
| 1 | 5 | - |
| 2 | 10 | - |
| 3 | 20 | - |
| 4 | 35 | - |
| 5 | 25 | 40 |
| 6 | 5 | 60 |
| 7 | — | 80 |
| 8 | - | 100 |
7.4. Составление бизнес-плана
7.4.1. Цели разработки проекта
В данном разделе проекта содержатся сведения о технической и экономической осуществимости проекта новой электростанции с использованием в качестве основного топлива - природного газа.
КЭС расположена в Западной Сибири. Электростанция предназначена для электроснабжения крупного промышленного района. Общая электрическая нагрузка потребителей в районе размещения составляет примерно 400 МВт. КЭС полностью обеспечивает местную нагрузку, а избыток мощности передает в систему. Станция связана с системой по линии электропередачи напряжением 500 кВ.
Промышленный район до строительства КЭС получал электроэнергию от соседних энергосистем. Для того, чтобы исключить зависимость от соседних энергосистем, создается Акционерное общество открытого типа, которое будет осуществлять строительство и эксплуатацию КЭС и продавать электроэнергию с шин электростанции в энергосистему. Последнее представляет собой АО, осуществляющее распределение электроэнергии и доведение ее до потребителей.
Целью создания АО КЭС является получение высокой прибыли на акционерную долю капитала и обеспечение надежного и экономичного энергоснабжения потребителей.
7.4.2. Анализ рынка сбыта
В связи с выявленным дефицитом в энергоснабжении потребителей рассматриваемого района на новой КЭС намечается к установке шесть энергоблоков единичной мощностью 300 МВт каждый. Суммарная установленная мощность КЭС при полном развитии составляет 1800 МВт.
Основное топливо для КЭС - природный газ. Число часов использования установленной мощности новой КЭС составляет 7140 часов.
Все финансово-экономические расчеты, связанные с реализацией энергетической продукции потребителям, выполнены в российских рублях, как в базовых ценах уровня 1997 года, так и с учетом некоторой условно принятой монотонной величиной темпа роста инфляции в расчетном периоде.
Расчетный период включает в себя время строительства, период временной эксплуатации и годы с режимом нормальной эксплуатации до окончания физического срока службы основного энергетического оборудования КЭС.
7.4.3. Тарифы на электроэнергию
Тариф на электроэнергию на шинах КЭС принят в размере 160 % от себестоимости электроэнергии. Величина системного тарифа на шинах акционерного предприятия, производящего электроэнергию, в основном расчетном варианте принята в размере 182,24 руб./(кВт ч).
7.4.4. План производства
Установленная мощность КЭС - 1800 МВт (шесть энергоблоков по 300 МВт). Срок строительства в соответствии со строительными нормами равен пяти годам. Пуск первого энергоблока планируется на двадцать пятом месяце с начала строительства. Шаг ввода последующих блоков - двенадцать месяцев. Расход электроэнергии на собственные нужды составляет 3,42 % от номинальной мощности блоков.
В соответствии с нормами освоения введенных энергомощностей была определена годовая программа отпуска электроэнергии с шин КЭС, приведенная в табл. 7.3.
Энергоэкономические показатели при полном развитии КЭС в режиме нормальной эксплуатации приведены в табл. 7.4.
Таблица 7.3.
Программа отпуска электроэнергии на шинах КЭС
| Годы | Освоение мощности, % | Годовая выработка ЭЭ, млрд. кВт ч | Годовой отпуск ЭЭ, Млрд. кВт ч: |
| 1 | — | — | — |
| 2 | — | — | — |
| 3 | - | - | - |
| 4 | - | - | - |
| 5 | 40 | 5,16 | 4,984 |
| 6 | 60 | 7,74 | 7,476 |
| 7 | 80 | 10,32 | 9,968 |
| 8 и друг. | 100 | 12,9 | 12,46 |
7.4.5. Организационный план
Проектируемая КЭС в дальнейшей перспективе может быть расширена для покрытия возрастающих электрических нагрузок потребителей. Для этого часть свободных средств (нераспределенной прибыли, амортизационных отчислений, резервов) от эксплуатации энергетического объекта может быть направлена на строительство либо последующих очередей КЭС, либо самостоятельных энергетических объектов.
Организационная структура управления производством – цеховая численность персонала определена на основании "Типовых организационных структур управления тепловых электростанций и опыта эксплуатации и ремонта КЭС.
К установке на КЭС принято современное, высокоавтоматизированное оборудование, что обеспечивает высокий уровень надежности энергоснабжения.
Ремонт части оборудования, арматуры и трубопроводов выполняется силами персонала КЭС, включаемого в штатное расписание. Особо сложные работы выполняются с привлечением персонала специализированных ремонтных организаций.
Средняя годовая заработная плата промышленно-производственного персонала по отчету 1997 года без фонда материального поощрения составила 24 млн. руб. на человека.
7.4.6. Юридический план
Для осуществления строительства и эксплуатации новой КЭС создается акционерная компания с привлечением средств за счет выпуска акций и заемного капитала потенциальных инвесторов (кредитов банков и поставщиков оборудования, государственных займов, иностранного капитала и так далее).
В основном варианте настоящего бизнес-плана принято распределение капиталовложений в проектируемую КЭС между акционерным и заемным капиталом в наиболее приемлемой пропорции: 70% акционерного и 30% заемного с льготной, сугубо условной реальной процентной ставкой в 8% годовых.
7.4.7. Экологическая информация
Существующая экологическая ситуация в районе размещения площадки КЭС находится в пределах установленных санитарных норм. Применение современного оборудования паротурбинных энергоблоков при сжигании в качестве основного топлива природного газа обеспечивает низкие выбросы загрязняющих веществ. В связи с этим их максимальная разовая приземная концентрация после ввода в эксплуатацию новой КЭС не превышает 0.5 ПДК.
7.4.8. Социальная реакция на строительство КЭС
До разработки ТЭО КЭС проведен заблаговременный и объективный опрос общественности и населения о размещении в районе новой КЭС. Изложена суть предлагаемого технического решения с объективным отражением всех отрицательных и положительных сторон проекта.
Преимуществом сооружения новой КЭС является поступление дополнительной прибыли в бюджет района и увеличение занятости населения. К отрицательным качествам можно отнести нарушение ландшафта. Получено согласие местного населения о создании акционерного общества открытого типа с продажей части акций как отдельным инвесторам, так и населению, проживающему в районе строительства. Достигнута договоренность о выплате дивидендов в размере 6% годовых от суммы акционерного капитала.
Кроме того, в стоимость строительства проектируемой КЭС. по согласованию с местными органами включены объекты культуры, бытового и прочего назначения (поликлиника, детский сад, школа, жилые дома).
7.4.9. Финансовый план
Сроки строительства, годы начала освоения и периода эксплуатации в настоящем примере бизнес-плана приводится без относительной привязки к календарным годам.
На основании принятого режима работы электростанции определяется годовой отпуск электроэнергии по годам расчетного периода (табл. 7.3.)и объём реализации при тарифе в 182,24 руб./(кВт ч) на шинах КЭС.
Производство побочной и сопутствующей продукции на КЭС отсутствует. Основные технико-экономические показатели КЭС представлены в табл. 7.4.
7.4.10. Отчет о прибылях
В П2 по годам расчетного периода приведен отчет о прибылях.
7.4.11. Отчет о движении наличности
Отчет о движении денежных средств характеризует притоки и оттоки наличности по годам расчетного периода и представляет собой информацию об образовании и использовании источников финансовых ресурсов (П2).
7.4.12. Баланс
На основании исходных данных, приведенных в предыдущих таблицах, составляется перспективный баланс по годам расчетного периода и даются показатели оценки работы энергообъекта (П2).
7.4.13. Показатели оценки работы КЭС
Показатели оценки работы КЭС по годам расчетного периода составляются на основании баланса акционерного предприятия и характеризуют финансовую устойчивость и платежеспособность предприятия. В число рассматриваемых показателей работы КЭС в настоящем бизнес-плане проектируемого объекта включены:
- коэффициент автономии - отношение суммы собственного капитала к итогу баланса;
- оборот основного капитала - отношение выручки от реализации к среднегодовой стоимости основного капитала;
- уровень балансовой прибыли - отношение балансовой прибыли к выручке от реализации;
- уровень чистой прибыли - отношение чистой прибыли к выручке от реализации;
- рентабельность текущих активов - отношение чистой прибыли к сумме денежной наличности нарастающим итогом;
- рентабельность суммарных капиталовложений - отношение свободных денежных средств (чистой прибыли, амортизационных и финансовых издержек) к сумме инвестиций;
- рентабельность акционерного капитала - отношение чистой прибыли и амортизационных отчислений к сумме вложенного акционерного капитала;
- точка безубыточности - минимальное число часов использования установленной мощности КЭС, при котором сумма реализации продукта равна производственным издержкам.
7.4.14. Основные выводы
Ввод новой генерирующей мощности КЭС обусловлен намечающимся дефицитом энергии в рассматриваемом районе. КЭС характеризуется следующими основными технико-экономическими показателями:
- установленная мощность 1800 МВт;
- основное топливо - природный газ;
- годовой отпуск электроэнергии –
кВт ч; - капиталовложения - 3450000 млн. руб. в ценах 1997 года;
- удельные капиталовложения –1,92 млн. Руб./кВт;
- себестоимость отпущенной электроэнергии - 113,9 руб./(кВт ч).
Поток наличности по всем годам расчетного периода имеет положительное сальдо. Анализ приведенных фнамансово-экономических показателей свидетельствует о высокой эффективности инвестиций в рассматриваемый проект.
Таблица 7.4
Технико-экономические показатели КЭС
| № п/п | Показатель | Значение |
| 1 | Установленная мощность, МВт | 1800 |
| 2 | Число часов использования установленной мощности, ч | 7140 |
| 3 | Годовой отпуск электроэнергии, млрд. кВт ч | 12,46 |
| 4 | Срок службы объекта, лет | 30 |
| 5 | Срок строительства КЭС, лет | 6 |
| 6 | Расчетный период, лет | 32 |
| 7 | Год пуска первого энергоблока | 5 |
| 8 | Год выхода на режим нормальной эксплуатации | 7 |
| 9 | Годовой расход условного топлива, млн. т. у. Т | 4,04 |
| 10 | Цена топлива, тыс. руб./(т. н. т.) | 340 |
| 11 | Теплотворная способность топлива, кДж/кг | 39430 |
| 12 | Капиталовложения в КЭС, млн. руб. | 3450000 |
| 13 | Численность эксплуатационного персонала, чел | 1720 |
| 14 | Среднегодовая зарплата одного работающего, млн. руб. | 24 |
| 15 | Средняя норма амортизационных отчислений, % от капиталовложений | 3.5 |
| 16 | Средняя норма отчислении на ремонтное обслуживание, % от капиталовложений | 4.18 |
| 17 | Годовой объем электроэнергии поступающей на местный рынок, % | 100 |
| 18 | Тариф на электроэнергию, приведенный к шинам КЭС. руб./(кВт ч) | 183,744 |
| 19 | Доля акционерного капитала, % | 70 |
| 20 | Доля заемного капитала, % | 30 |
| 21 | Годовая процентная ставка за кредит, % | 8 |
| 22 | Продолжительность выплаты кредита, лет | 3 |
| 23 | Налог на прибыль, % | 35 |
| 24 | Дивиденды от акционерного капитала, % | 6 |
4. Электротехническая часть
4.1 Выбор структурной схемы КЭС
Проектируемая конденсационная электрическая станция предназначена для выдачи мощности в электроэнергетическую систему на напряжение 500 кВ и для энергоснабжения промышленного района - на напряжение 220 кВ. КЭС будет выполнена по блочной схеме. При этом возможны несколько вариантов структурной схемы, различающихся количеством присоединенных к распределительным устройствам (РУ) 500 и 200 кВ электрических блоков и типом связи между РУ. На основе технико-экономического сопоставления вариантов выбирается самый экономичный.
При составлении структурной схемы электрической станции в РУ повышенных напряжений обычно учитывают лишь ячейки выключателей трансформаторных связей, причем принимают один выключатель на присоединение.
Укрупнение или объединение энергоблоков на КЭС не рассматривались, так как при расчетных авариях в этом случае одновременный сброс генерирующей мощности на электрической станции будет равен мощности двух энергоблоков, что составит 600 МВт, что больше аварийного резерва мощности системы который равен 5 % от мощности системы:
МВт (4.1) Графики нагрузки одного из работающих генераторов показан на рис. 4.1. Графики нагрузки собственных нужд показаны на рис.4.3.
К РУ среднего напряжения электрической станции должно подключатся столько энергоблоков, чтобы в нормальном режиме полностью обеспечить электроснабжение потребителей промышленного района при минимальном перетоке мощности по связи между РУ повышенных напряжений. В соответствии с исходными данными максимум нагрузки составит 400 МВт. Поэтому исходя из вышеизложенного критерия к РУ 220 кВ должно быть подключено не менее одного энергоблока (ЭБ) установленной мощностью 300 МВт.
Возможна установка двух энергоблоков к РУ 220 кВ, при этом увеличится переток мощности через автотрансформатор (АТС) и запираемая мощность при повреждении АТС. Целесообразность того или иного варианта структурной схемы будет рассмотрена при технико-экономическом сопоставлении вариантов.
Во всех вариантах структурной схемы предусмотрена установка генераторных выключателей с целью уменьшить число коммутаций в цепи высокого напряжения и для повышения надежности выдачи мощности в энергосистему.
В соответствии с рекомендациями представленными в [5] и [6] намечен ряд вариантов.
Вариант 1.
В этом варианте структурной схемы к РУ 220 кВ подключены два энергоблока (рис.4.8), а к РУ 500 кВ - четыре энергоблока. Расчетная мощность блочного трансформатора:
340,87 МВА (4.2) Исходя из условия
,выбираем блочный трансформатор типа ТДЦ-400000/220-73У1, для энергоблоков, подключенных к РУ 220 кВ и трансформатор типа ТДЦ-400000/500 для энергоблоков, подключенных к РУ 500 кВ. Для связи между РУ 500 и РУ 220 кВ в этом варианте структурной схемы предполагается использовать два автотрансформатора. Переток мощности через автотрансформаторы в этом случае определяется выражением:
(4.3) График перетока мощности через автотрансформаторы представлен на рис.4.5. Максимальная мощность протекающая через один автотрансформатор будет равна половине максимальной мощности протекающей через оба автотрансформатора, т.е. 199,87 МВА
200 МВА. Исходя из этого значения намечается к выбору два автотрансформатора типа АТДЦТН-500000/500/220 с номинальными мощностями 
напряжениями 500/230 кВ. Других вариантов АТС промышленность не предлагает. Индивидуальный заказ АТС приводит к резкому удорожанию проекта, поэтому окончательно выбираем два автотрансформатора типа АТДЦТН-500000/500/220, так как этот тип автотрансформатора полностью покроет переток мощности при отключении одного из них. Исходя из графиков нагрузки собственных нужд в качестве рабочих трансформаторов собственных нужд выбираются трансформаторы типа ТРДН-25000/20. Резервный трансформатор собственных нужд будет подключен к РУ 220 кВ, так как у автотрансформаторов связи АТДЦН-500000/500/220 отсутствует третичная обмотка.
Вариант II
Во втором варианте структурной схемы в отличии от первого, связь между РУ повышенных напряжений (рис.4.9) осуществляется с помощью одной группы однофазных трансформаторов типа АОДЦТН-167000/500/220 с резервной фазой. Максимальный переток мощности через автотрансформаторы 399,74 МВА меньше номинальной мощности АТС:
При повреждении одной из фаз автотрансформатора теряется связь между РУ 500 кВ и РУ 220 кВ на время замены поврежденной фазы автотрансформатора резервной.
Распределение энергоблоков между РУ 500 и 220 кВ аналогично первому варианту структурной схемы. Число, тип и мощность блочных трансформаторов остается неизменными.
Резервный трансформатор собственных нужд подключен к обмоткам низшего напряжения автотрансформаторов.
В отличии от варианта 1 в этом варианте имеет место ущерб в системе за счет потери выдаваемой через автотрансформаторы мощности при замене поврежденной фазы резервной. Однако в этом варианте уменьшается количество ячеек РУ 500 и 220 кВ.
Вариант III
Вариант 3 отличается от варианта 1 тем, что количество блоков 220 кВ уменьшено до одного и соответственно увеличено до пяти количество блоков 500 кВ. Блочные трансформаторы 500 и 220 кВ выбраны такими же, как и в вариантах 1 и 2 (рис.4.10).
Связь между РУ 500 и 220 кВ осуществляется двумя автотрансформаторами. В нормальном режиме наибольший переток мощности через них составляет 130 МВА (Рис.4.6). Для дальнейшего рассмотрения принимается автотрансформатор АТДЦН-500000/500/220.
При аварии или ремонте блока 220 кВ максимальная нагрузка автотрансформаторов определяется максимальной нагрузкой потребителей 220 кВ - 471 МВА (рис.4.2), что меньше суммарной мощности АТС 2х500 МВА. Окончательно принимаем для рассмотрения в этом варианте трансформатор АТДЦН-500000/500/220.
Резервный трансформатор собственных нужд может быть подключен к РУ 220 кВ, так как у этих АТС отсутствует третичная обмотка.
Вариант IV
Вариант 4 (рис.4.11) отличается от варианта 3 только тем, что вместо двух трехфазных автотрансформаторов предлагается использование одной группы из трех однофазных автотрансформаторов АОДЦТН-167000/500/220 с резервной фазой, которая позволяет восстановить связь между РУ 500 кВ и РУ 220 кВ после повреждения одной из рабочих фаз. Недостаток этой схемы, так же, как и варианта 2 состоит в возможности нарушения связи между РУ 500 и 220 кВ и наличие ущерба в системе во время замены поврежденной фазы резервной.
Резервный трансформатор собственных нужд в этом варианте может быть подключен к обмоткам низшего напряжения автотрансформаторов связи.
Параметры трансформаторов и автотрансформаторов, выбранных для рассматриваемых вариантов структурной схемы, в соответствии с [4], приведены в табл. 4.1.-4.4.
Таблица 4.1.
Параметры трансформаторов варианта 1 структурной схемы
| Тип трансформатора | Количество |  |  |  |  |
| ТДЦ-400000/500 | 4 | 315 | 790 | 418 | 1,35 |
| ТДЦ-400000/220 | 2 | 330 | 880 | 389 | 1,3 |
| АТДЦН-500000/500/220 | 2 | 220 | 1050 | 470 | 1,35 |
| ТРДН-25000/220 | 1 | 45 | 150 | 119,6 | 1,4 |
Таблица 4.2.
Параметры трансформаторов варианта 2 структурной схемы
| Тип трансформатора | Количество | |  | | |
| ТДЦ-400000/500 | 4 | 315 | 790 | 418 | 1,35 |
| ТДЦ-400000/220 | 2 | 330 | 880 | 389 | 1,3 |
| АОДЦТН-167000/500/220 | 4 | 90 | 315 | 206 | 1,3 |
| ТРДН-25000/220 | 1 | 45 | 150 | 119,6 | 1,4 |
Таблица 4.3.
Параметры трансформаторов варианта 3 структурной схемы
| Тип трансформатора | Количество | | | | |
| ТДЦ-400000/500 | 5 | 315 | 790 | 418 | 1,35 |
| ТДЦ-400000/220 | 1 | 330 | 880 | 389 | 1,3 |
| АТДЦН-500000/500/220 | 2 | 220 | 1050 | 470 | 1,35 |
| ТРДН-25000/220 | 1 | 45 | 150 | 119,6 | 1,4 |
Таблица 4.4.
Параметры трансформаторов варианта 4 структурной схемы
| Тип трансформатора | Количество | | | | |
| ТДЦ-400000/500 | 5 | 315 | 790 | 418 | 1,35 |
| ТДЦ-400000/220 | 1 | 330 | 880 | 389 | 1,3 |
| АОДЦТН-167000/500/220 | 4 | 90 | 315 | 206 | 1,3 |
| ТРДН-25000/220 | 1 | 45 | 150 | 119,6 | 1,4 |
Определение технико-экономических показателей
Для каждого варианта структурной схемы проектируемой электрической станции определяют: капиталовложения К; ежегодные издержки производства И; народнохозяйственный ущерб от недоотпуска электроэнергии У.
Затем на основании этих основных показателей определяют значение целевой функции приведенных затрат З, которая дает комплексную оценку экономичности и надежности сопоставляемых вариантов структурной схемы:
(4.4) где
- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год. Капиталовложения складываются из двух составляющих:
(4.5) где Кт - суммарная расчетная стоимость трансформаторов и автотрансформаторов;
Кру - суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей, необходимых для присоединения трансформаторов к РУ.
Расчетная стоимость трансформатора характеризует полные капитальные затраты . ее определяют умножением заводской цены трансформатора на коэффициент
, учитывающий дополнительные расходы на его доставку и монтаж. В расчетную стоимость ячейки выключателя входит не только стоимость электрических аппаратов присоединения , но и стоимость строительно-монтажных работ.
Ежегодные издержки И определяются стоимость амортизационных отчислений Иa, затратами на обслуживание Иo трансформаторов и РУ, а также стоимость годовых потерь энергии в трансформаторах и автотрансформаторах Ипот. Ежегодные потери:
(4.6) Суммарные издержки на амортизацию и обслуживание в среднем составляют:
(4.7) Годовые потери энергии в трансформаторах (автотрансформаторах) определяются в соответствии с предполагаемыми нормальным режимом их работы по выражениям:
; (4.8)
(4.9) где n - число трансформаторов и автотрансформаторов;
m - число ступеней в графиках нагрузки;
потери холостого хода, кВт;
потери короткого замыкания, кВт; Затем определяется стоимость годовых потерь энергии:
, (4.10) где
- средние стоимости потерь в стали и меди в энергосистеме, руб/(кВт ч); Для энергосистемы Западной Сибири принимаются:
руб/(кВт ч) и 
руб./(кВт ч) в ценах 1990 года;
- годовые потери холостого года и нагрузочные потери, кВт ч. Для определения ущерба рассматриваются нормальный, ремонтные и послеаварийные режимы их работы. В нормальном режиме все элементы схемы находятся в работе, в ремонтных - один или более элементов отключены для проведения планового ремонта.
Послеаварийные режимы характеризуются отказом одного или более элементов. Анализ нормального и ремонтных режимов позволяет выбрать параметры элементов схем выдачи мощности. Для уточнения их значений рассматриваются послеаварийные режимы.
В послеаварийных режимах при обосновании и выборе схем развития ЭЭС и параметров оборудования электростанций допускается экономически целесообразное ограничение выдачи мощности. При этом анализу подвергаются режимы расчетных аварий. Для схем выдачи мощности таковыми являются единичные отказы оборудования и отказ одного элемента во время планового ремонта другого. Совместный отказ двух и более элементов не рассматривается - вероятность такого события незначительна.
В общем случае ущерб из-за ненадежности схем складывается из системного ущерба, ущерба конкретного потребителя и ущерба из-за недовыработки электроэнергии станцией (недоиспользования основных фондов). Первый из них включает в себя ущерб от снижения частоты в ЭЭС и ущерб отключенных автоматической частотной разгрузкой потребителей.
Дефицит мощности приведет к снижению частоты в системе. Снижение частоты,
, Гц, определяется выражением:
, (4.11) где fном = 50 Гц - номинальная частота в системе;
= Pнедоотп - дефицит мощности; Кн = 2 - коэффициент регулирующего эффекта нагрузки;
Рс = 6000/0,85 = 7059 МВт - мощность системы.
Если частота в ЭЭС в результате возникшего дефицита больше уставки срабатывания автоматической частотной разгрузки (АЧР), будет иметь место ущерб потребителей от снижения частоты, вызванный уменьшением производительности предприятий и ухудшением качества продукции:
, (4.12) где
-удельный ущерб в i-час из-за снижения частоты в ЭЭС при дефиците мощности 
;
- число часов использования максимальной нагрузки ЭЭС;
- вероятность снижения частоты (вероятность возникновения дефицита мощности в ЭЭС). Усредненный удельный ущерб из-за снижения частоты определяется выражением, руб./(кВт ч):
у f = 0,0071
f 2 , (4.13) При снижении частоты в ЭЭС до уставки срабатывания АЧР f АЧР отключаются потребители мощностью:
Роткл=
Р-РсЧК нЧ(fном - f АЧР)/fном , (4.14) При этом ущерб потребителей ЭЭС
, (4.15) где уп f - удельный ущерб отключаеых потребителей. Его среднее значение для ЕЭЭС равно 0,6 руб./(кВт ч).
При ограничении нагрузки местного района ущерб конкретного потребителя:
, (4.16) где уп - удельный ущерб конкретного потребителя;
ti - длительность ограничения мощности потребителей при
Рi = const по графику нагрузки; S - вероятность ограничения.
Станционный ущерб из-за недовыработки электроэнергии:
, (4.17) где с - себестоимость выработки электроэнергии на станции без учета топливной составляющей;
ti - длительность ограничения на выдачу мощности
Рi = const по графику нагрузки; S - вероятность ограничения на выдачу мощности.
По номинальному напряжению и току предполагается выбор воздушных выключателей. Стоимость ячейки воздушного выключателя в РУ 500 кВ - 350 тыс.руб., в РУ 220 кВ - 85 тыс.руб., в РУ 35 кВ - 19 тыс.руб.
Вариант 1
Суммарная расчетная стоимость трансформаторов:
Суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей:
Капиталовложения, согласно формуле (4.5):
Суммарные издержки на амортизацию и обслуживание по формуле (4.7):
Годовые потери холостого хода по формуле (4.8):
Годовые нагрузочные потери определяются по (4.9) в соответствии с графиками нормальных режимов работы трансформаторов. Для трансформаторов ТДЦ-400000/500 и графиков нагрузки (рис.4.4):
Для трансформаторов ТДЦ-400000/220 и графиков нагрузки (рис.4.4):
Для автотрансформаторов АТДЦН-500000/500/220 и графиков нагрузки (рис.4.5): .
Суммарные нагрузочные потери:
чСтоимость годовых потерь энергии, согласно формуле (4.10):
Ежегодные издержки, согласно формуле (4.6):
Приведенные затраты без учета ущерба составят, согласно формуле (4.4):
Далее определяется ущерб. Необходимо рассмотреть все случаи, которые могут привести к ущербу.
В случае аварийного отключения АТС электроснабжение местного потребителя не нарушается, так как второй АТС полностью и без перегрузки покроет потребление. Следовательно ущерб отсутствует.
При отказе энергоблока, подключенного к РУ 220 кВ, во время планового ремонта АТС ( и наоборот), ущерб также отсутствует, так как оставшееся оборудование полностью покроет потребность местного потребителя и обеспечит необходимый переток мощности через АТС. Следовательно ущерб также отсутствует.
Системный и станционный ущерб будет иметь место при отказе АТС 1 при плановом ремонте АТС 2. При этом мы должны учитывать лишь тот ущерб, который невозможно покрыть дозагрузкой работающих блоков. Для определения этого случая необходимо построить графики располагаемой мощности Pрасп , т.е. мощности которую могут выдать оставшиеся в работе агрегаты если их загрузить до максимума за вычетом мощности которую они должны выдавать в соответствии с графиком нормального режима работы:
Pрасп = Рбл макс - Рбл
(4.18) где Рбл макс = 289,74 МВт - номинальная мощность генератора за вычетом мощности собственных нужд;
Рбл - мощность генератора в данный момент времени в соответствии с графиком нормального режима работы за вычетом мощности собственных нужд.
В соответствии с (4.18) построен график располагаемой мощности рис. 4.7.
Соотнеся располагаемую мощность и мощность которую мы не выдаем при данном аварийном событии определяем моменты времени при которых будет присутствовать недовыработка электроэнергии, а следовательно системный и станционный ущерб.
Зима.
1) 6 - 16 ч Рн.в. = РАТС - Ррасп = 339,78 - 0 = 339,78 МВт
2) 16 - 22 ч Рн.в. = 179,13 - 0 = 179,13 МВт
Лето.
3) 6 - 16 ч Рн.в. = 262,19 - 235,08 = 27,11 МВт
В остальное время недовыработка будет отсутствовать.
Используя (4.11), оценивается снижение частоты для каждого периода времени:
Гц
Гц
Гц Во всех случаях новое установившееся значение частоты в ЭЭС больше уставки АЧР(50 - 1,2 = 48,8 > 48,5 Гц), поэтому здесь возникнет лишь системный ущерб от снижения частоты и станционный ущерб из-за недовыработки электроэнергии. Согласно (4.12) определяется удельный ущерб из-за снижения частоты:
руб/(кВт ч)
руб./(кВт ч)
руб./(кВт ч). Далее рассчитаем вероятность отказа АТС 1 во время планового ремонта АТС 2. Для удобства характеристики надежности в соответствии с [5] занесены в табл.4.5.
Таблица 4.5
Характеристики надежности автотрансформатора связи
 , 1/год | Тв, ч |  кап, 1/год | Ткап, ч | тек, 1/год | Ттек, ч |
| 0,03 | 500 | 0,1 | 400 | 1 | 60 |
Вероятность данного события в соответствии с [5]:
. (4.19) Подставляя значения получим:
Вероятность отказа АТС 1 во время планового ремонта АТС 2:
Математическое ожидание ущерба из-за снижения в ЭЭС частоты:
руб. Аналогично проводится расчет для остальных интервалов времени.
Из-за низкой вероятности события, а также незначительного снижения выдаваемой мощности системным ущербом можно пренебречь.
Математическое ожидание станционного ущерба:
тыс.руб. Суммарное математическое ожидание ущерба:
тыс.руб Ущерб удвоен, так как возможна два расчетных случая: наложение отказа АТС 1 на плановый ремонт АТС 2 и наоборот.
Так как ущерб слишком мал им пренебрегаем. Приведенные затраты для этого варианта будут определятся капиталовложениями и издержками. Приведенные затраты:
Аналогично проводится расчет остальных вариантов структурной схемы. Результаты расчетов сведены в табл. 4.6.
Итак, по приведенным затратам выбираем вариант 2.
4.2. Выбор схем распределительных устройств
4.2.1. Введение
Согласно нормам технологического проектирования выбор схем РУ определяется напряжением РУ, числом присоединений, мощностью генераторов и наличием аварийного резерва в системе. Намеченные варианты схемы электрических соединений РУ отличаются друг от друга количеством выключателей и порядком соединения элементов схемы: присоединений и выключателей. Критерием оптимальности является минимум приведенных затрат с учетом ущерба от недоотпуска электроэнергии с шин ЭС из-за отказов оборудования РУ. Методика расчета описана в [7].
Капитальные вложения в оборудование РУ определяются стоимостью ячеек выключателей.
Условный недоотпуск электроэнергии:
(4.20) Для определения вероятности ремонтного режима схемы РУ выявляются элементы, вывод в ремонт которых влияет на надежность схемы. К числу таких элементов относятся выключатели и системы шин, непосредственно соединенные с источниками, то есть с генераторными блоками, поэтому:
, (4.21) где n - количество ремонтируемых выключателей;
m - количество ремонтируемых систем шин.
С достаточной степенью точности можно ограничиться учетом только первого слагаемого, тогда :
, а вероятность нормального режима схемы РУ
. (4.22) За расчетный элемент примем блок генератора, вероятность состояния отказа которого зависит от вероятности отказов элементов РУ:
, (4.23) Вероятность состояния отказа схемы РУ в нормальном режиме:
, (4.24) где n - число блоков.
, (4.25) где m - число ремонтируемых выключателей.
Необходимо учесть также одновременные отказы двух РЭ из-за ненадежности Оборудования РУ в нормальном и ремонтных режимах, когда теряемая мощность равна сумме мощностей двух блоков (генераторов). Вероятность состояния отказа двух РЭ:
(4.26) Показатели надежности элементов схем в соответствии с [7] представлены в табл. 4.7.
Таблица 4.7.
Показатели надежности элементов
| Элемент | Средний параметр потока отказов ,1/год | Среднее время восстановления Тв, ч | Частота капитальных ремонтов , 1/год | Продолжительность капитального ремонта Тр, ч | Относительная частота отказа выключателей при отключении короткого замыкания а |
| Трансформатор с высшим напряжением 500 кВ | 0,072 | 220 | 1 | 50 | - |
| Трансформатор с высшим напряжением 220 кВ | 0,035 | 60 | 1 | 30 | - |
| Сборные шины 500 кВ (на присоединение) | 0,013 | 5 | 0,166 | 5 | - |
| Сборные шины 220 кВ (на присоединение) | 0,013 | 5 | 0,166 | 3 | - |
| Выключатель воздушный(с разъединителем) 500 кВ | 0,170 | 60 | 0,200 | 122 | 0,003 |
| Выключатель воздушный (с разъединителем) 220 кВ | 0,040 | 55 | 0,200 | 122 | 0,006 |
| Воздушная линия электропередач 500 кВ (на 100 км) | 0,210 | 14,3 | 3,100 | 18 | - |
| Воздушная линия электропередач 220 кВ (на 100 км) | 0,360 | 9,3 | 1,800 | 24 | - |
В соответствии с [8] для каждого уровня напряжений намечены наиболее вероятные варианты схем распределительных устройств.
4.2.2. Выбор схемы распределительного устройства 220 кВ
Общее количество присоединений к РУ 220 кВ равно девяти - два энергоблока, два автотрансформатора связи, четыре воздушных линий и резервный трансформатор собственных нужд. В ходе расчета отказы элементов за вторым выключателем не рассматриваются, поскольку
. Вариант I
К рассмотрению принята схема одна секционированая система сборных шин с обходной системой шин. Для повышения надежности и предотвращения потери обоих секций в случаи отказа секционного выключателя, в данной схеме используется два последовательно включенных секционных выключателя. Для уменьшения количества выключателей в РУ между секционными выключателями присоединяется резервный трансформатор собственных нужд.
Вероятность состояния отказа блока 1 в нормальном режиме (время переключенийTп=1ч):
Вероятность состояния отказа блока 2 в нормальном режиме из-за симметрии схемы равна вероятности состояния отказа блока 1.
Вероятность состояния отказа блоков при ремонте (время переключений Тп = 1ч). Время восстановительного ремонта:
ч
Ремонт выключателя 20
При ремонте выключателя 21 для блока 2 аналогично выше приведенному:
Вероятность состояния одновременного отказа двух блоков в нормальном и ремонтном режимах ничтожно мала, так как между блоками находятся три выключателя.
Вероятность ремонтного режима выключателя и соответственно схемы:
Вероятность нормального режима:
Вероятность состояния отказа схемы в нормальном режиме:
Вероятность состояния отказа схемы в ремонтном режиме:
Условный недоотпуск электроэнергии из-за ненадежности оборудования РУ в соответствии с формулой (4.20):
Ущерб от недоотпуска электроэнергии при
:
Принимая стоимость ячейки одного выключателя равной 85 тыс.руб., можно рассчитать капитальные вложения в РУ.
Приведенные затраты:
Вариант 2
К рассмотрению принята схема две системы сборных шин с обходной системой шин. Для повышения надежности и предотвращения потери обоих систем сборных шин в случаи отказа шиносоединительного выключателя, в данной схеме используется два последовательно включенных шиносоединительных выключателя. Для уменьшения количества выключателей в РУ между шиносоединительными выключателями присоединяется резервный трансформатор собственных нужд.
Расчет проводится аналогично варианту 1. Результаты расчетов сведены в табл. 4.8.
Таблица 4.8.
Результаты расчетов схем распределительных устройств 220 кВ
| Вариант схемы | Одна секционнированая система сборных шин с обходной системой шин | Две системы сборных шин с обходной системой шин |
| Вероятность состояния отказа блока 1 в нормальном режиме |  |  |
| Вероятность состояния отказа блока 2 в нормальном режиме | | |
| Вероятность состояния отказа блока 1 в ремонтном режиме |  |  |
| Вероятность состояния отказа блока 2 в ремонтном режиме | | |
| Вероятность ремонтного режима схемы |  | |
| Вероятность нормального режима схемы |  | |
| Вероятность состояния отказа схемы в нормальном режиме |  |  |
| Вероятность состояния отказа схемы в ремонтном режиме |  |  |
| Условный недоотпуск электроэнергии из-за ненадежности оборудования РУ, кВт ч |  |  |
| Ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс.руб. |  |  |
| Ущерб от недоотпуска электроэнергии, % |  |  |
| Капитальные вложения в РУ, тыс.руб. |  | |
| Приведенные затраты, тыс.руб. |  |  |
| Приведенные затраты, % | 100,04 | |
варианта находятся в равноэкономической зоне. Предпочтительным выглядит вариант 1, так как в капитальных вложениях учитывается только стоимость ячейки выключателя и их количество, но в варианте 2 большее количество разъединителей, протяженность шинопроводов. Следовательно разница капитальных затрат увеличиться.
Итак окончательно принимаем схему одна секционнированая система сборных шин с обходной.
4.2.3. Выбор схемы распределительного устройства 500 кВ
Общее количество присоединений к РУ 500 кВ равно девяти - четыре энергоблока, два автотрансформатора связи и три воздушных линий.
В качестве рассматриваемых вариантов приняты схемы 3/2 и 4/3. Расчет вариантов схем аналогичен расчету при выборе схемы распределительного устройства 220 кВ. Результаты расчета сведены в табл. 4.9.
Таблица 4.9.
Результаты расчетов схем распределительных устройств 500 кВ
| Вариант схемы | 4/3 | 3/2 |
| Вероятность ремонтного режима схемы | | |
| Вероятность нормального режима схемы | | |
| Вероятность состояния отказа схемы в нормальном режиме |  |  |
| Вероятность состояния отказа схемы в ремонтном режиме |  | |
| Вероятность состояния отказа 2 блоков в нормальном режиме |  |  |
| Вероятность состояния отказа 2 блоков в ремонтном режиме |  |  |
| Условный недоотпуск электроэнергии из-за ненадежности оборудования РУ, кВт ч |  |  |
| Ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс.руб. | 65,85 | 66,18 |
| Ущерб от недоотпуска электроэнергии, % | | 100,5 |
| Капитальные вложения в РУ, тыс.руб. |  |  |
| Приведенные затраты, руб. | 922,65 | 1065,78 |
| Приведенные затраты, % | | 115,5 |
Итак, по приведенным затратам выбирается вариант со схемой 4/3.
4.3. Выбор схемы питания собственных нужд
4.3.1. Общие положения
Схемы рабочего и резервного питания собственных нужд КЭС являются важнейшей частью главной схемы электрических соединений, от которой зависит работа блоков КЭС.
Общие требования к схемам собственных нужд крупных КЭС:
1. Схемы рабочего и резервного питания собственных нужд должны обеспечивать надежную работу отдельных блоков и электрической станции в целом.
2. В схемах собственных нужд при любых режимах работы на станции не должно быть таких узлов, повреждение которых могло бы привести к отключению больше чем одного блока, то есть схема собственных нужд должна быть такой же блочной, как и основная электрическая схема.
3. Схема собственных нужд не должна препятствовать расширению КЭС и не должна требовать при расширении изменения ранее выполненной части схемы собственных нужд.
4. Схема собственных нужд должна быть достаточно экономичной.
4.3.2. Описание схемы питания собственных нужд
Приводы механизмов собственных нужд станции получают питание от РУ собственных нужд. Согласно “Нормам технологического проектирования тепловых электрических станций” (НТП) электродвигатели собственных нужд принимаются в основном асинхронными с короткозамкнутым ротором. Их конструкция относительно проста, поэтому они надежны в работе и несложны в обслуживании.
Напряжение питания крупных электродвигателей (мощностью более или равной 200 кВт) принимается равным 6 кВ, для остальных электродвигателей переменного тока принимается напряжение питания 380 В.
Электроснабжение собственных нужд осуществляется путем отбора мощности от генераторов с помощью понижающих трансформаторов. Резервное питание электродвигателей собственных нужд осуществляется отбором мощности сети 220 кВ при соблюдении условия, что места присоединения цепей резервного питания должны быть независимы от мест присоединения цепей рабочего питания.
Число рабочих ТСН соответствует числу блоков. Подключаются они на ответвлении между генераторным выключателем и повышающим трансформатором. Выбранные ТСН трансформируют напряжение с 20 на 6 кВ, причем обмотка низкого напряжения берется расщепленной для уменьшения токов короткого замыкания на шинах 6 кВ.
Число резервных ТСН зависит от числа блоков, их мощность, от наличия генераторных выключателей. На проектируемой КЭС генераторные выключатели предусмотрены, поэтому для шести блоков 300 МВт, по НТП, необходимо установить два резервных ТСН, питающихся от РУ 220 кВ.
Из соображений резервирования и ограничения токов короткого замыкания ТСН должны иметь одинаковую мощность.
РУ 6 кВ выполняется по схеме с одной секционнированой системой шин. Сборные шины разделяются на секции, исходя из условия, что для каждого блока установлен один котел типа Пп-1000-25-545-ГМ, состоящий из двух корпусов и допускающий их раздельную работу; таким образом, на каждый блок приходится по две секции, которые попарно присоединяются к трансформатору собственных нужд. Каждая секция присоединяется к ТСН через отдельный выключатель.
Питание собственных нужд каждого блока от двух секций дает возможность при отказе или ремонте на одной из секций сохранить в работе блок, хотя бы и при пониженной нагрузке (50 - 60 %). На каждой секции предусматривается ввод автоматически включаемого резервного питания (АВР).
Общестанционная нагрузка по рабочим секциям распределяется равномерно. При этом не выделяются отдельные секции и трансформаторы для питания общестанционной нагрузки.
Для питания шин 0,4 кВ, к которым подключаются мелкие двигатели, электроприемники и прочие нагрузки, необходима установка понижающих трансформаторов 6/0,4 кВ.
С учетом всех требований и рекомендаций составлена схема питания собственных нужд 6 кВ и 0,4 кВ.
4.3.3. Выбор рабочих и резервного трансформаторов собственных нужд
Мощность рабочего трансформатора собственных нужд блока выбирается на основании подсчетов действительной нагрузки секций, присоединенных к этому трансформатору, с учетом как электродвигателей и ТСН блока, так и общестанционных нужд, которые обслуживают не только данный блок, но и потребителей относящихся ко всей станции в целом.
Для определения мощности ТСН мощность каждого электродвигателя принимается равной мощности на валу. Все электродвигатели - рабочие и резервные - принимаются присоединенными к секции. Для различных групп механизмов вводятся различные поправочные коэффициенты, которые учитывают неодновременность работы, реальную недогрузку электродвигателей, КПД, а также то, что некоторые из этих двигателей являются резервными.
Таким образом, умножая суммарную мощность отдельных групп на данный коэффициент, получают нагрузку на трансформаторах собственных нужд 20 кВ.
С учетом повышения требований надежности, предъявляемых к системе собственных нужд, перегрузка рабочих трансформаторов не допускается.
Расчетная мощность трансформаторов определяется суммой мощностей всех электроприемников, которые присоединены к данному трансформатору. Эта мощность определяется блочной и общестанционной нагрузкой. Состав этих нагрузок представлен в табл. 4.10-4.13
Таблица 4.10
Мощность блочной нагрузки собственных нужд
| Наименование механизма | Расчетная мощность на валу, кВт | Каталожная мощность двигателя, кВт | Количество | |
| присоединенных, шт. | работающих, шт. | |||
| Питательный электронасос | 5500 | 8000 | 6 | - |
| Бустерный насос | 400 | 500 | 18 | 12 |
| Циркуляционный насос | 805 | 1000 | 12 | 12 |
| Мазутный насос | 500 | 500 | 4 | 4 |
| Конденсатный насос | 250 | 450 | 18 | 12 |
| Насос подъемный эжекторный | 500 | 570 | 12 | 6 |
| Сливной насос ПНД | 250 | 320 | 12 | 6 |
| Трансформатор блока машинного отделения | 1000 | 1000 | 12 | 12 |
| Дутьевой вентилятор | 650/290 | 800/2900 | 12 | 12 |
| Дымосос | 1880/1150 | 2000/1150 | 12 | 12 |
| Трансформатор блока котельного отделения | 1000 | 1000 | 6 | 6 |
| Трансформатор электрофильтра | 1000 | 1000 | 12 | 12 |
Таблица 4.11
Мощность общестанционной нагрузки собственных нужд
| Наименование механизма | Каталожная мощность, кВт | Количество | |
| присоединенных, шт. | работающих, шт. | ||
| Трансформатор топливного хозяйства | 750 | 2 | 2 |
| Трансформатор ОСН рабочий | 1000 | 2 | 2 |
| Трансформатор ОРУ | 1000 | 2 | 2 |
| Трансформатор ХВО | 1000 | 1 | 1 |
| Трансформатор ОСН резервный | 1000 | 1 | - |
| Резервный возбудитель | 1600 | 2 | 2 |
| Резервный трансформатор мазутного хозяйства | 1000 | 1 | 1 |
| Пожарный насос 1 ст. | 250 | 1 | 1 |
| Пожарный насос 2 ст. | 500 | 1 | 1 |
| Насос кислотной промывки | 2900 | 1 | 1 |
| Трансформатор ЦРМ | 1000 | 3 | 2 |
| Резервный трансформатор блочный | 1000 | 2 | - |
| Трансформатор вспомогательного корпуса | 750 | 1 | 1 |
| Резервный трансформатор вспомогательного корпуса | 750 | 1 | - |
Суммарная блочная нагрузка составляет:
кВт Максимальная общестанционная нагрузка из расчета на один блок:
кВт Итого расчетная мощность трансформатора собственных нужд:
Выбирается трансформаторы собственных нужд типа ТРДНС - 25000/35.
Мощность резервных трансформаторов, согласно НТП, должна обеспечивать замену источников питания собственных нужд одного работающего блока. Для блоков с ВГ мощность резервного ТСН равна мощности рабочего ТСН. Таким образом, выбран резервный трансформатор собственных нужд типа ТДТН - 25000/220, присоединенный к РУ 220 кВ и ТРДНС - 25000/35, присоединенный к низшей обмотке АТС.
Расчетная нагрузка трансформаторов второй ступени 6/0,4 кВ складывается из мощностей многочисленных, но мелких электроприемников.
Опираясь на опыт проектирования электростанций, для обеспечения технологического процесса и надежности электроснабжения, предусмотрена установка цеховых трансформаторов собственных нужд 6/0,4 кВ, которые распределяются следующим образом. В зависимости от мощности потребителей на 0,4 кВ блока, на каждом блоке устанавливается 2 или 3 трансформатора 6/0,4 кВ мощностью 1000 кВА. Один питает потребителей машинного отделения , другие - котельного. Устанавливают также дополнительные трансформаторы для питания нагрузок, расположенных на ОРУ, вентиляторов, системы охлаждения трансформаторов, освещения, компрессоров и.т.д. Резервирование рабочих трансформаторов 6/0,4 кВ осуществляется установкой дополнительных трансформаторов. Основные секции РУ 0,4 кВ питаются от трансформаторов 6/0,4 кВ через автоматические выключатели.
Должна быть обеспечена бесперебойность питания секций и сборок 0,4 кВ. Электродвигатели ответственных секций и сборок 0,4 кВ механизмов собственных нужд питаются от разных секций 0,4 кВ.
Для особо ответственных потребителей предусматриваются отдельные секции, получающие питание и от резервных трансформаторов, и от дизель-генераторов.
4.4. Расчет токов короткого замыкания и выбор коммутационных аппаратов
4.4.1. Введение
Аппараты электроустановок, в том числе РУ электростанций должны удовлетворять всем режимам функционирования соответствующих электроустановок или их отдельных частей: нормальному, ремонтному, аварийному, послеаварийному режимам.
В нормальном режиме все элементы находятся в работе и функционируют в соответствии с запланированными для них нагрузками и качественными показателями.
Ремонтный режим обусловлен выводом оборудования в плановый ремонт. Аварийный режим наступает при внезапном нарушении нормального режима. При выборе аппаратов за расчетный аварийный режим принимается режим короткого замыкания (КЗ). После отключения КЗ наступает послеаварийный режим.
Для проверки аппаратов данного присоединения по аварийному режиму необходимо прежде всего оценить расчетные условия КЗ: составить расчетную схему, наметить места расположения расчетных точек КЗ, определить расчетное время протекания токов КЗ и расчетный вид КЗ.
Расчетная схема - это однолинейная электрическая схема проектируемой электроустановки, в которую включены все источники питания и все возможные связи между ними. Расчет токов КЗ производился на ЭВМ и дан в п приложении 1. Результаты расчета приведены в табл. 4.14 .
Таблица 4.14
Расчетные значения токов КЗ
| Точка КЗ | Iк, кА | iуд, кА | В,  | Наименование присоединения |
| К1 | 10,02 | 26,55 | 42,6 | ТСН (500 кВ) |
| К2 | 58,26 | 162,95 | 2376,1 | генератор (500 кВ) |
| К3 | 11,87 | 31,22 | 58,6 | шины (500кВ) |
| К4 | 13,28 | 27,15 | 63,9 | ТСН (220 кВ) |
| К5 | 58,26 | 162,95 | 2376,1 | генератор (220 кВ) |
| К6 | 17,34 | 39,43 | 111,3 | шины (220 кВ) |
| К7 | 17,21 | 39,35 | 109,8 | РТСН |
4.4.2. Условия выбора коммутационных аппаратов
В соответствии с ГОСТом выбор выключателей осуществляется по следующим условиям:
По номинальному напряжению:
(4.27) По номинальному току:
Iнорм расч (4.28) где Uном - номинальное напряжение выключателя, кВ;
Uсети ном - номинальное напряжение сети, которой устанавливается выключатель, кВ;
Iном - номинальный ток выключателя, кА;
Iнорм расч - расчетный ток нормального режима, кА;
kп - нормированный коэффициент возможной перегрузки выключателя при данном продолжительном режиме его работы;
Iпрод расч - расчетный ток продолжительного режима, кА.
Затем выбранный выключатель проверяется по включающей способности по условиям:
Iвкл і Iпо;
iвкл і iуд = kуд
ЧIпо , где Iвкл - начальное действующее значение периодической составляющей номинального тока включения, кА (под номинальным током включения понимают наибольший ток КЗ, который выключатель способен надежно включить);
Iпо - начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ, кА;
iвкл - наибольший пик номинального тока включения, кА
iуд - ударный ток КЗ, кА;
kуд - ударный коэффициент.
После этого выполняется проверка на симметричный ток отключения по условию:
Iоткл ном і Iпt,
где Iоткл ном - номинальный ток отключения выключателя, кА;
Iпt - периодическая составляющая тока КЗ в момент начала расхождения контактов выключателя, кА.
Возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ определяется из соотношения:
ia ном і iat,
где ia ном =
- номинальное значение апериодической составляющей тока отключения, кА; bн - нормированное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения;
iat - апериодическая составляющая тока КЗ в момент начала расхождения дугогасительных контактов выключателя, кА
Если расчетное значение апериодической составляющей тока КЗ превышает номинальное значение, а периодическая составляющая тока КЗ в момент начала расхождения дугогасительных контактов выключателя меньше номинального тока отключения, то следует сопоставить условные значения полных токов, а именно:
. Расчетное время отключения выключателя t или tоткл, с, вычисляется как сумма собственного времени отключения выключателя tc в откл и 0,01 с в соответствии с выражением:
t = tоткл = 0,01 + tc в откл.
Собственное время отключения выключателя указывают заводы-изготовители. Его определяют от момента подачи команды на отключение до момента начала размыкания дугогасительных контактов.
На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:
Iпр скв і Iп0;
iпр скв і iуд,
где Iпр скв - начальное действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока, кА;
iпр скв - наибольший пик предельного сквозного тока, кА.
Условия проверки выключателя на термическую стойкость зависит от соотношения между tтер - предельно-допустимым временем воздействия нормированного тока термической стойкости и расчетным временем отключения выключателя tоткл, определяющим длительность термического воздействия токов КЗ на выключатель. Если tтер і tоткл, то условие проверки выключателя на термическую стойкость имеет вид:
, где Iтер - номинальный ток термической стойкости выключателя (равный, как правило, Iоткл ном);
Bк - интеграл Джоуля с пределами интегрирования 0 -
, кА2Чс. Если tоткл і tтер, то условие проверки выключателя на термическую стойкость:
. Разъединители выбираются по следующим условиям:
;
Iнорм расч; kпIном і Iпрод расч = Iраб нб;
iдин і iуд;
,при tтер і tоткл и ,при tоткл і і tтер.4.4.3. Выбор выключателей
Выбор выключателей производится в соответствии с условиями выбора приведенными в 4.4.2.
Для установки в РУ 220 кВ предполагается выключатель типа ВВБ-220Б-31,5/2000У1. При выборе электрических аппаратов РУ с Uном і 35 кВ все выключатели РУ устанавливаются однотипными. Проверку выключателей по отключающей способности можно осуществлять без учета затухания периодической составляющей тока КЗ, т.е. Iпt=Iп0. Это определяется значительной удаленностью РУ 220 кВ от генераторов станции.
Производится проверка в соответствии со следующими условиями:
По номинальному напряжению:
Максимальный ток будет в присоединении АТС:
Проверим выбранный выключатель по включающей способности:
Iвкл=35 кА > Iп0=17,34 кА
iвкл=80 кА > iуд=39,43 кА
Проверим выбранный выключатель по отключающей способности:
Iоткл ном=31,5 кА > Iп0=Iпt=17,34 кА
Расчетное время отключения:
t=0,06+0,01=0,07 с
Апериодический ток в момент t:
кА
кА Так как Iоткл ном > Iпt и
< 
, то проверку отключающей способности по полному току КЗ не проводим. Проверим выбранный выключатель на электродинамическую стойкость:
Iпр скв=40 кА > Iп0=17,34 кА
iпр скв=102 кА > iуд=39,43 кА
Так как tоткл = t = 0,07 с < tтер=3 с, то проверку на термическую стойкость выполним по условию:
Iтер2Чtоткл = 402Ч0,07 = 1372 кА2Чс > Bк = 111,3 кА2Чс
Данный тип выключателя удовлетворяет условиям выбора.
Выбор остальных выключателей производится аналогично выше приведенному и его результаты приведены в табл. 4.15.
Таблица 4.15
Результаты выбора выключателей
| Наименование присоединения | Тип выключателя | Uном, кВ | Iном, кА | Iдин, кА | iдин, кА | Iт, кА |
| Шины 500 кВ | ВНВ-500Б-40/3150У1 | 500 | 3,2 | 40 | 90 | 40 |
| генератор 500 кВ | ВВГ-20-160/20000У3 | 20 | 20 | 150 | 385 | 160 |
| ТСН 500 кВ | ВМПЭ-10-1600-31,5У3 | 10 | 1,6 | 31,5 | 80 | 31,5 |
| Шины 220 кВ | ВВБ-220Б-31,5/2000У1 | 220 | 2 | 35 | 80 | 40 |
| генератор 220 кВ | ВВГ-20-160/20000У3 | 20 | 20 | 150 | 385 | 160 |
| ТСН 220 кВ | ВМПЭ-10-1600-31,5У3 | 10 | 1,6 | 31,5 | 80 | 31,5 |
| РТСН | ВМПЭ-10-1600-31,5У3 | 10 | 1,6 | 31,5 | 80 | 31,5 |
4.4.4. Выбор разъединителей
Выбор разъединителей производится в соответствии с условиями приведенными в 4.4.2.
Для установки в РУ 220 кВ предполагается разъединитель типа РНД-220/2000У1. Производится проверка по следующим условиям:
По номинальному напряжению:
По номинальному току:
По динамической стойкости:
По термической стойкости:
Так как tоткл = t = 0,07 с < tтер=3 с, то проверку на термическую стойкость выполним по условию:
Iтер2Чtоткл = 402Ч0,07 = 1372 кА2Чс > Bк = 111,3 кА2Чс
Данный тип разъединителя удовлетворяет всем условиям выбора.
Аналогично производится выбор разъединителей для остальных присоединений. Результаты выбора приведены в табл. 4.16.
Таблица 4.16.
Результаты выбора разъединителей
| Наименование присоединения | Тип разъединителя | Uном, кВ | Iном, кА | iдин, кА | Iт, кА |
| Шины 500 кВ | РПДБ-500/3200У1 | 500 | 3,2 | 160 | 63 |
| генератор 500 кВ | РВП-20/1250У3 | 20 | 12,5 | 490 | 180 |
| ТСН 500 кВ | КРУ типа КМ-1 | 10 | 1,6 | 80 | 31,5 |
| Шины 220 кВ | РНД-220/2000У1 | 220 | 2 | 100 | 40 |
| генератор 220 кВ | РВП-20/1250У3 | 20 | 12,5 | 490 | 180 |
| ТСН 220 кВ | КРУ типа КМ-1 | 10 | 1,6 | 80 | 31,5 |
| РТСН | КРУ типа КМ-1 | 10 | 1,6 | 80 | 31,5 |
Примечание.
Для присоединения ТСН к РУ 6кВ предполагается установка ячейки КРУ типа КМ1 с выключателем типа ВМПЭ-10-1600-31,5.
Оглавление
1. Введение
2. Паспорт станции
3. Тепловая часть
3.1. Принципиальная тепловая схема электрической станции и ее расчет
3.1.1. Процесс расширения пара в турбине с промежуточным перегревом
3.1.2. Расчет турбопривода
3.1.3 Расчет подогревателей
3.1.4. Материальный баланс потоков тепловой схемы
3.1.4.1. Введение
3.1.4.2. Расчет пара на подогреватели
3.1.4.3. Проверка правильности расчета материального баланса потоков тепловой схемы
3.1.5. Определение расхода пара
3.1.5.1. Определение расхода пара на турбину
3.1.5.2. Определение расхода пара на все потребители
3.1.6. Определение энергопоказателей блока
3.1.6.1. Расход теплоты на турбину
3.1.6.2. Коэффициент полезного действия турбоустановки
3.1.6.3. Коэффициент полезного действия блока и удельные расходы топлива
3.2. Выбор оборудования
3.2.1. Выбор котлоагрегата
3.2.2. Выбор вспомогательного оборудования
4. Электротехническая часть
4.1. Выбор структурной схемы КЭС
4.2. Выбор схем распределительных устройств
4.2.1. Введение
4.2.2. Выбор схемы распределительного устройства 220 кВ
4.2.3. Выбор схемы распределительного устройства 500 кВ
4.3. Выбор схемы питания собственных нужд
4.3.1. Общие положения
4.3.2. Описание схемы питания собственных нужд
4.3.3. Выбор рабочих и резервного трансформаторов собственных нужд
4.4. Расчет токов короткого замыкания и выбор коммутационных аппаратов
4.4.1. Введение
4.4.2. Условия выбора коммутационных аппаратов
4.4.3. Выбор выключателей и разъединителей
5. Релейная защита блока турбогенератора ТГВ-300-2У3
5.1. Общие положения
5.2. Основные защиты турбогенератора
5.3. Резервные защиты турбогенератора
5.4. Основные защиты трансформатора
5.5. Резервные защиты трансформатора
5.6. Расчет уставок защит
5.6.1. Продольная дифференциальная токовая защита генератора
5.6.2. Защита напряжения и третьей гармоники без зоны нечуствительности ЗЗГ-1
5.6.3. Одноступенчатая дистанционная защита с независимой выдержкой времени
5.6.4. Токовая защита обратной последовательности с интегрально-зависимой характеристикой
5.6.5. Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени
5.6.6. Токовая защита с двумя ступенями интегрально-зависимой выдержки времени
5.6.7. Максимальная защита напряжения с независимой выдержкой времени
5.6.8. Поперечная дифференциальная защита
5.6.9. Защита от потери возбуждения
5.6.10. Продольная дифференциальная защита трансформатора
5.6.11. Газовая защита
5.6.12. Токовая защита нулевой последовательности с независимой выдержкой времени
6. Меры защиты населения от вредного воздействия электрического поля, создаваемого воздушными линиями электропередач 500 кВ
6.1. Возникновение электромагнитного поля в пространстве вблизи воздушных линий электропередач
6.2. Влияние электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля на человека
6.3. Факторы воздействия электрического поля 50 Гц на человека
6.4. Электрического поля как причина возможных воспламенений и взрывов горючих газов и паров горючих жидкостей
6.5. Предельно допустимые уровни напряженности электрического поля внутри жилых зданий и на открытых территориях
6.6. Основные меры защиты от воздействий электрического поля на население. Санитарно-защитные зоны. Экранирование. Заземление. Предупредительные знаки. Выбор трассы линии, прокладка воздушной линии электропередач
7. Экономическая часть
7.1. Расчет экономической эффективности инвестиций в инвестиционный проект
7.1.1. Введение
7.1.2.Расчет технико-экономических показателей КЭС
7.3. Экономическая оценка эффективности инвестиций
7.4. Составление бизнес-плана
7.4.1. Цели разработки проекта
7.4.2. Анализ рынка сбыта
7.4.3. Тарифы на электроэнергию
7.4.4. План производства
7.4.5. Организационный план
7.4.6. Юридический план
7.4.7. Экологическая информация
7.4.8. Социальная реакция на строительство КЭС
7.4.9. Финансовый план
7.4.10. Отчет о прибылях
7.4.11. Отчет о движении наличности
7.4.12. Баланс
7.4.13. Показатели оценки работы КЭС
7.4.14. Основные выводы
8. Расчетное определение уровня электрических и магнитных полей промыш
ленной частоты вблизи электроэнергетических объектов
8.1. Введение
8.2. Математическая модель расчета электромагнитных полей промышленной частоты на энергообъектах
8.3. Существующие численные методы и программные средства для расчета электрических и магнитных полей промышленной частоты вблизи электроэнергетических объектов
8.4. Разработка методик расчета электрических полей промышленной частоты
8.5. Программа FIELD для расчета электрических и магнитных полей промышленной частоты вблизи электроэнергетических объектов
8.6 Расчет электрического поля ячейки открытого распределительного устройства 220 кВ
9. Заключение
2. Паспорт станции
Общие данные.
1. Проектируемая конденсационная электрическая станция предназначена для выдачи мощности в энергосистему (на 500 кВ) и обеспечение электроэнергией промышленных потребителей (на 220 кВ).
2. Станция расположена в Западной Сибири.
3. Тип станции - конденсационная.
4. Установленная мощность 1800 МВт.
5. Основное топливо - природный газ, резервное - мазут.
6. Техническое водоснабжение производится от реки.
Котельная.
1. На проектируемой КЭС будет установлено шесть котлов типа Пп-1000-25-545-ГМ производительностью 1000 т/ч.
2. Технический минимум производительности котлов на основном топливе составляет 30 %.
Машинный зал.
1. На КЭС будет установлено шесть турбин типа К-300-240-3 ПОТ ЛМЗ номинальной мощностью Рном = 300 МВт.
2. Расход пара на турбину 259,906 кг/с. Параметры пара: р=24,5 МПа, t=545 oC. Параметры перегретого пара р=4 МПа, t=545 oC.
3. Расчетное давление в конденсаторе р=0,0036 МПа.
4. На КЭС будет установлено шесть насосов типа СВПТ-350-1350 и шесть резервных питательных насосов типа СВПЭ-320-550.
Основное электротехническое оборудование.
1. Шесть турбогенераторов типа ТГВ-300-2У3 с Рном = 300 МВт.
2. Четыре трансформатора типа ТДЦ-400000/500 с Sном =400 МВА; два
трансформатора типа ТДЦ-400000/220 с Sном =400 МВА; четыре автотрансформатор связи типа АОДЦТН-167000/500/220 с Sном =500 МВА.
3. Число, тип, мощность и напряжение трансформаторов собственных нужд:
7хТРДНС-25000/35 с Sном=25 МВА, 20/6,3-6,3;
1хТРНД-25000/220 с Sном=25 МВА, 220/6,3-6,3.
Распределительные устройства.
1. Выдача электроэнергии в энергосистему производится на напряжении 500 кВ, обеспечение электроэнергией промышленных потребителей производится на напряжении 220 кВ.
2. Распределительные устройства 500 и 220 кВ - открытые распределительные устройства (ОРУ).
3. ОРУ 500 кВ выполнено по схеме три присоединения на четыре выключателя с выключателями типа ВНВ-500Б-40/3150У1 , от него отходят три воздушных линии (ВЛ) 500 кВ, связывающие КЭС и энергосистему.
ОРУ 220 кВ выполнено по схеме одна секционнированая система сборных шин с обходной системой шин с выключателями типа ВВБ-220Б-31,5/2000У1, от него отходят четыре ВЛ 220 кВ, питающих потребителей.
4. Распределительные устройства собственных нужд 6 и 0.4 кВ выполнены по схеме с одной системой сборных шин.
Технико-экономические показатели проектируемой КЭС.
1. Годовая выработка электроэнергии:
ГВтЧч/год 2. Расход электроэнергии на собственные нужды:
3. Удельный расход условного топлива:
- на производство 1 кВт ч электроэнергии:
г.у.т./(кВтЧч) - на отпуск электроэнергии:
г.у.т./(кВтЧч) 4. Капитальные вложения в КЭС:
5. Себестоимость производства электроэнергии:
руб/(кВтЧч) 6. Число часов использования установленной мощности:
ч/год 7. КПД станции по отпуску электроэнергии:
8. Расчетное определение уровня электрических и магнитных полей промышленной частоты вблизи электроэнергетических объектов
8.1. Введение
Промышленные инфраструктуры могут оказывать значительное влияние на окружающую среду. Это справедливо и для объектов электроэнергетики. Они расположены во всех регионах России. Воздушные линии электропередачи (ВЛ) имеют огромную протяженность, проходя через регионы с различной экологической обстановкой. Персонал подстанций и население, проживающее вблизи ВЛ, испытывают экологическую нагрузку, обусловленную как токсикогенами воздушной и водной сред, загрязняемых различными промышленными и сельскохозяйственными предприятиями, так и электрическими и магнитными полями энергообъектов. Поэтому экологическая экспертиза электросетевых объектов должна включать в себя оценку широкого спектра вредных факторов: от специфических электрических и магнитных полей промышленных частот до токсических, радиационных и даже гелиофизических факторов.
Вопрос о негативном влиянии на человека низкочастотных электрических и магнитных полей, создаваемых электроэнергетическими и электротехническими установками на производстве и в быту, в настоящее время широко обсуждается в ведущих международных электротехнических и медицинских организациях с целью конкретизации реальной опасности и выработки соответствующих нормативных документов по защите как населения, так и специалистов, работающих в этой сфере.
В России действуют некоторые нормативные документы. Однако оценка реально действующих уровней напряженности электрических и магнитных полей вблизи электроэнергетических объектов с учетом сложности электрических соединений и строительных конструкций пока остается сложной проблемой.
Из сказанного вытекает необходимость разработки средств для исследования уровней напряженности электрического и магнитного полей промышленной частоты от электросетевых объектов. Одним из таких средств является программное обеспечение, позволяющее создавать расчетные модели существующих или только еще проектируемых объектов, выполнять расчет полей, при необходимости предлагать меры по уменьшению их интенсивности и тут же проверять эффективность этих мер.
Данная работа посвящена разработанным группой авторов (А.Ф. Дьяковым, О.А. Никитиным, Б.К. Максимовым, А.А. Белогловским и В.Н. Винокуровым) [17] численным методикам расчета электрических и магнитных полей промышленной частоты и созданию на их основе программы, получившей название FIELD для расчета этих полей вблизи электросетевых объектов (линий электропередачи и подстанций) с учетом искажений, вносимых расположенными в их окрестностях зданиями, транспортными средствами, биологическими объектами и т.д.
8.2. Математическая модель расчета электромагнитных полей промышленной частоты на энергообъектах
Длина волны электромагнитного поля промышленной частоты
м (где 
м/с — скорость света в вакууме; 
Гц — промышленная частота) намного превышает характерные размеры энергообъектов. Это позволяет рассматривать электрические и магнитные поля промышленной частоты как квазистатические. В такой постановке электрические и магнитные поля могут рассматриваться и вычисляться раздельно через значения потенциалов и токов проводов. При этом распределение электрического поля в данной системе подчиняется уравнению Лапласа
, (8.1)а распределение магнитного поля — закону полного тока
rot
, (8.2)где j — потенциал электрического поля; H — напряженность магнитного поля;
— плотность токов, протекающих в проводниках системы. Система, в которой формируются электрические и магнитные поля энергообъектов, представляет собой большое количество отрезков проводов (ошиновок), сложным образом ориентированных в пространстве, а также ряд различных наземных объектов. Кроме того, на формирование полей оказывает влияние грунт, на котором расположен энергообъект.
Необходимо решить вопрос записи граничных условий на поверхности тел данной системы.
Как показано в [17], при расчете электрических полей тело может считаться проводником, если
, (8.3)где s — проводимость тела; e — его диэлектрическая проницаемость; e0 — диэлектрическая постоянная;
— круговая частота. Для металлических тел выполнение условия (8.3) не вызывает сомнений. Для бетона s = 10—6 См/м; e = 10 и
, для грунта s = 1,1Ч10—5 ... 3Ч10—2 См/м; e = 3 ... 30 и 
... 3,6Ч106. Таким образом, условие (8.3) даже для неметаллических тел, составляющих полеобразующую систему, выполняется. С учетом этого для тел полеобразующей системы на границе раздела проводящее тело — воздух граничное условие записывается в следующем виде: касательная к поверхности тела составляющая вектора напряженности электрического поля
Et = 0, (8.4)
что соответствует эквипотенциальности поверхности тел:
jповерхн. = const. (8.5)
Согласно [17], при расчете распределения магнитного поля вид граничных условий для решения уравнения (8.2) определяется характером проникновения магнитного поля в среду.
Рассмотрим типичные случаи. Интерес представляют три возможные ситуации.
Первая. Взаимодействие поля со стальными конструкциями. Согласно [17] для характерных значений проводимости s = 107 См/м и относительной магнитной проницаемости m = 5000 толщина скин-слоя составляет 0,32 мм. При этом поле ослабляется примерно в 6,6Ч106 раз на расстоянии 5 мм. Это означает, что магнитное поле в стали практически отсутствует, а на поверхности конструкции справедливо следующее граничное условие [17]: нормальная к поверхности тела составляющая вектора напряженности магнитного поля Hn равна нулю:
Hn = 0. (8.6)
Вторая. Взаимодействие поля с медными (или алюминиевыми) токоведущими частями. При характерных значениях s = 5,8Ч107 См/м и m = 1 толщина скин-слоя составляет 10 мм, что соответствует ослаблению поля в 1,7 раза на глубине 5 мм. Это означает, что поле существенно ослабляется на расстоянии, сопоставимом с размерами токоведущих частей электросетевого оборудования. В то же время искажение магнитного поля данными конструкциями (при отсутствии в них тока, определяемого режимом работы энергооборудования) происходит в сравнительно локальном объеме. С точки зрения экологического воздействия магнитных полей промышленной частоты такие искажения магнитного поля можно не учитывать. Поэтому в данной ситуации допустимо пренебречь размерами токоведущих частей, считая определяемые режимом работы энергооборудования токи сосредоточенными на их осях. Эти токи учитываются в правой части уравнения (8.2). Токами, индуцированными в токоведущих частях внешними магнитными полями, можно пренебречь.
Третья. Взаимодействие поля с неметаллическими частями и грунтом. Здесь из-за низкой проводимости грунта при магнитной проницаемости, равной единице, толщина скин-слоя составляет десятки сантиметров или единицы метров, то есть поле проникает в грунт почти без ослабления. Поэтому при расчете магнитных полей наличием грунта предлагается пренебречь.
Итак, распределение магнитного поля в пространстве между телами полеобразующей системы находится из уравнения (8.2). На поверхностях стальных конструкций требуется выполнение граничного условия (8.6). Токоведущие части (провода и ошиновки) выступают только в роли источников поля и определяют правую часть уравнения (8.2). Наличие неметаллических объектов и грунта при расчете магнитного поля не учитывается.
8.3. Существующие численные методы и программные средства для расчета электрических и магнитных полей промышленной частоты вблизи электроэнергетических объектов
Особенности расчета электрических и магнитных полей промышленной частоты вблизи электроэнергетических объектов
Расчет электрических и магнитных полей промышленной частоты при анализе экологической обстановки на электроэнергетических объектах имеет ряд отличительных черт по сравнению с расчетом полей в других устройствах высокого напряжения:
трехмерный характер поля;
сложность полеобразующей системы, в которую могут входить многие десятки и даже сотни тел;
разнообразная форма тел, составляющих полеобразующую систему, в которую могут входить и тонкие проводники, один из геометрических размеров которых на порядок и более превышает остальные (фазные провода, молниезащитные тросы, ошиновки подстанций, элементы конструкций опор ВЛ и порталов подстанций и т.д.), и объемные тела, у которых все размеры сопоставимы (здания вблизи ВЛ и на территории подстанций, транспортные средства и т.д.);
существенный вклад в формирование общей картины поля вносят не только находящиеся под напряжением и заземленные элементы конструкций ВЛ и подстанций, но и расположенные вблизи них жилые здания и другие сооружения, а также проезжающие мимо транспортные средства;
существующими санитарными нормами [17] ограничиваются уровни напряженности поля от поверхности земли на высоте 1,8 м, то есть на значительном удалении от частей оборудования, находящихся под напряжением; в то же время значительный интерес представляют распределения полей в непосредственной близости от заземленных частей оборудования, зданий и сооружений, вблизи которых могут находиться люди; в этой связи используемые для расчета численные методы и программное обеспечение должны обеспечивать заданную точность расчета вблизи заземленных компонентов полеобразующей системы и в межэлектродном пространстве.
С учетом этих особенностей рассмотрим существующие методы расчета электрических и магнитных полей и разработанные на их основе программные средства.
Обзор существующих численных методов и программных средств
Поскольку, как отмечено выше, электрические и магнитные поля электроэнергетических объектов являются трехмерными и имеют весьма сложную конфигурацию, интерес в данной ситуации методы и программы, позволяющие анализировать именно такие поля.
Электрические поля.В подавляющем большинстве работы для расчета электрических полей сложной конфигурации применялись методы интегральных уравнений и эквивалентных зарядов [17]. Это связано с их сравнительно умеренными требованиями к используемой вычислительной технике по сравнению, например, с методами конечных разностей или конечных элементов.
При расчете электрического поля методом эквивалентных зарядов непрерывное распределение заряда по поверхности проводника замещается совокупностью фиктивных (эквивалентных) дискретных зарядов, которые располагаются внутри проводника. Значения этих первоначально неизвестных зарядов определяются из условия эквипотенциальности поверхности проводника (8.5).
В отличие от метода эквивалентных зарядов метод интегральных уравнений не использует дискретные заряды. Вместо этого он оперирует кусочно-постоянными или кусочно-линейными распределениями заряда по поверхности, аппроксимируя таким образом реальное распределение заряда по поверхности. В принципе это делает данный метод более точным по сравнению с методом эквивалентных зарядов при расчете поля вблизи поверхностей электродов.
Преимуществом метода эквивалентных зарядов является более высокое быстродействие основанных на нем программ, обусловленное следующим. Поля дискретных эквивалентных зарядов вычисляются, как правило, по сравнительно компактным выражениям. В методе интегральных уравнений для определения параметров поля распределенных зарядов приходится прибегать к численному интегрированию, что требует больших затрат машинного времени.
Упомянутые особенности методов привели к следующему разделению областей их применения.
Метод интегральных уравнений используется для расчета двухмерных плоско-параллельных и аксиально-симметричных электрических полей относительно несложной конфигурации. Он также успешно используется для расчета трехмерных полей ограниченной сложности.
Метод эквивалентных зарядов, подобно методу интегральных уравнений, с успехом используется для расчета плоскопараллельных и аксиально-симметричных электрических полей. Он исключительно удобен для расчета сложных трехмерных полей конструкций, образованных тонкими проводниками. Метод эквивалентных зарядов успешно применялся также для исследования трехмерных полей в электротехнологических установках с игольчатыми коронирующими электродами.
Вместе с тем использование как метода интегральных уравнений, так и метода эквивалентных зарядов для расчетов полей электроэнергетических объектов, полеобразующая система которых включает в себя и тонкие проводники, и объемные тела, затруднено. Это обусловлено следующим. Метод интегральных уравнений в этом случае затрачивает недопустимо много машинного времени на интегрирование зарядов, распределенных по поверхностям тонких проводников. Для расчета систем тонких проводников наиболее удобен метод эквивалентных зарядов. Однако он, в свою очередь, встречает трудности при анализе полей объемных тел, поскольку замещение их заряда дискретными эквивалентными зарядами оказывается весьма сложной задачей.
Поэтому представляется целесообразной разработка такой модификации метода эквивалентных зарядов, которая позволяла бы рассчитывать как поля тонких проводников, так и поля объемных тел.
Магнитные поля.При расчете магнитных полей промышленной частоты наиболее широкое распространение нашли методы конечных элементов и интегральных уравнений.
К сожалению, все сказанное о проблемах, возникающих при расчете электрических полей методом интегральных уравнений, в полной мере относится к расчету магнитных полей методами конечных элементов и интегральных уравнений. Основанные на них программы, дают в руки исследователю мощный инструмент для исследования трехмерных магнитных полей. Однако в характерных для электроэнергетических объектов задачах, полеобразующая система которых включает в себя и тонкие проводники, и объемные тела, их требования к быстродействию вычислительной машины могут оказаться чрезвычайно высокими.
Причиной этого является основное положение, лежащее в основе метода интегральных уравнений для расчета магнитных полей и заключающееся в следующем. Реальное распределение тока по поверхности проводника аппроксимируется лежащими на поверхности токовыми элементами с кусочно-постоянным или кусочно-линейным распределением тока. Значения токов в этих элементах вычисляются исходя из граничного условия (8.6). Параметры магнитного поля каждого такого элемента определяются при помощи численного интегрирования, что требует значительных затрат машинного времени.
Поэтому при расчете магнитных полей, создаваемых такими сложными полеобразующими системами, какими являются электросетевые объекты, более целесообразным представляется подход, аналогичный подходу, применяемому в методе эквивалентных зарядов при расчете электрических полей. Реальное распределение тока по поверхности проводника должно быть замещено системой дискретных эквивалентных токов, расположенных внутри проводника. Их значения можно определить исходя из граничного условия (8.6). Параметры поля каждого такого эквивалентного тока определяются сравнительно простыми аналитическими выражениями, что позволяет избежать затрат времени на численное интегрирование. Авторы [17] предлагают вариант реализации такого подхода.
Постановка задачи
Учитывая упомянутые выше особенности расчета электрических и магнитных полей вблизи электроэнергетических объектов (трехмерный характер и сложность конфигурации поля, разнообразие форм составляющих полеобразующую систему объектов, необходимость расчета поля на значительном удалении от токоведущих элементов конструкции, но в непосредственной близости от заземленных элементов и т.д.) и принимая во внимание описанные выше свойства существующих численных методов и расчетных программ, можно придти к следующим выводам.
Для расчета электрических полей промышленной частоты вблизи электроэнергетических объектов представляется целесообразным принять за основу метод эквивалентных зарядов. При этом необходимо разработать модификацию метода, позволяющую исследовать поля в полеобразующих системах, включающих в себя и тонкие проводники (фазные провода, молниезащитные тросы, ошиновки подстанций, элементы конструкций опор ВЛ и порталов подстанций и т.д.) и объемные тела (здания вблизи ВЛ и на территории подстанций, транспортные средства и т.д.) при приемлемом времени вычислений.
Для расчета магнитных полей следует разработать метод, в котором реальное распределение тока по поверхности проводника замещалось бы совокупностью дискретных эквивалентных токов, размещенных внутри проводника. Значения этих токов вычислялись бы исходя из граничного условия (8.6).
Далее излагаются результаты этой работы в соответствии с [17].
8.4. Разработка методик расчета электрических полей промышленной частоты
При расчете электрического поля методом эквивалентных зарядов непрерывное распределение заряда по поверхности проводника замещается дискретными фиктивными (эквивалентными) зарядами (ЭЗ), которые располагаются внутри проводника. Предположим, что число таких зарядов N. Значение этих первоначально неизвестных зарядов может быть определено в соответствии с уравнением (8.1) исходя из требования выполнения граничного условия (8.5) в N контурных точках, лежащих на поверхности проводника. Требуется, чтобы в любой контурной точке потенциал, являющийся суперпозицией потенциалов отдельных эквивалентных зарядов, был равен потенциалу проводника:
, (8.7)где qi — эквивалентные заряды; Vj — предварительно заданные потенциалы проводников в контурных точках; pi,j — потенциальные коэффициенты.
Когда записаны уравнения (8.7) для всех j = 1 ё N контурных точек, полученная система уравнений решается относительно неизвестных значений qi методом Гаусса. После этого поле в произвольной точке межэлектродного промежутка определяется как суперпозиция полей ЭЗ.
При расчете полей тонких проводников авторы [17] сочли целесообразным использовать для решения этой задачи методику заключающуюся в следующем. Предполагается, что весь заряд тонкого проводника сосредоточен на его оси. Распределение заряда по оси проводника принимается кусочно-линейным. Значения плотности заряда на оси проводника в узловых точках находятся из системы линейных уравнений (8.7).
При расчете поля объемных проводников возможны два варианта: либо в качестве эквивалентных зарядов используются точечные заряды, либо под поверхностью проводника создается непрерывная сеть из прямолинейных заряженных отрезков. Проведенный анализ показал, что число неизвестных в системе уравнений (8.7) в первом случае оказывается в 3 — 4 раза больше, чем во втором.
Поэтому для расчета поля объемных проводников использовали непрерывную сеть с прямоугольными ячейками из эквивалентных зарядов (рис. 8.1). Последние представляли собой прямолинейные заряженные отрезки с линейным распределением заряда по длине. Все сходящиеся в i-м узле заряженные отрезки имеют плотность заряда ti в данном узле и нулевую плотность заряда на противоположных концах. Аналогично, в i+1-м узле эквивалентные заряды имеют плотность ti+1 и нулевую на остальных концах. В результате наложения таких эквивалентных зарядов распределение заряда между i-м и i+1-м узлами имеет линейный характер, а плотность заряда меняется от ti до ti+1. Аналогичная ситуация имеет место для остальных узлов сети. Таким образом, вся система эквивалентных зарядов полностью определяется значениями линейной плотности заряда t в узлах.
Описанная методика размещения эквивалентных зарядов легко обобщается как на случай тонких проводников (когда эквивалентные заряды располагаются на их осях и сеть узлов оказывается одномерной), так и на случаи сети большей размерности, трех- и четырехугольные ячейки.
Рис. 8.1. Размещение эквивалентных зарядов и контурных точек при расчете электрического поля трехмерного тела методом эквивалентных зарядов (виды в плоскости, перпендикулярной к поверхности тела и в стереометрии):
о - эквивалентные заряды; D- контурные точки
Поле каждого ЭЗ в форме прямолинейного заряженного отрезка с линейным распределением заряда по длине вычисляется в декартовой системе координат. Поле для каждого узла сети (рис. 8.1.) вычисляется как суперпозиция полей эквивалентных зарядов. Это дает возможность записать для узлов систему уравнений (8.7), решить ее относительно значений плотности заряда в узлах и, зная эти значения рассчитать электрическое поле в любой точке межэлектродного промежутка.
Преимущества предложенного варианта расчета следуют из того, насколько он удовлетворяет требованиям к выбору типа эквивалентных зарядов. Структура зарядов должна быть достаточно простой, а их поле должно иметь аналитическое описание. Система зарядов должна обеспечивать гладкое распределение напряженности поля по поверхности проводника. Количество зарядов, необходимое для моделирования трехмерных тел, не должно быть слишком большим. Прямолинейные отрезки с линейным распределением заряда лучше других удовлетворяют этим требованиям. Они занимают промежуточное положение между точечными зарядами и двухмерными поверхностными распределениями. Но в первом случае необходимое число зарядов очень велико, а в последнем проявляются все сложности метода интегральных уравнений. То, что все сходящиеся в данный узел отрезки имеют одинаковую плотность заряда в узле и нулевую на противоположных концах, упрощает запись системы уравнений (8.7).
Важное значение имеет выбор расстояния между контурными точками L и глубины расположения зарядов под поверхностью тела (т.е. расстояния между j-й контурной точкой и ближайшим к ней i-м узлом зарядов) H в зависимости от минимального радиуса кривизны поверхности в данной точке Rm(j). Это определяется тем, что распределение плотности заряда по поверхности проводящего тела зависит от радиуса кривизны поверхности и его изменения вдоль поверхности. На длине, равной радиусу кривизны поверхности, должно размещаться не менее двух - трех контурных точек, а радиус кривизны в двух соседних контурных точках должен изменяться менее чем в 2 раза. В результате большого числа тестовых расчетов были выработаны следующие рекомендации по размещению контурных точек и эквивалентных зарядов:
L/Rm(j) < 0,5;
1,0 < H/L < 1,5; (8.8)
Rm(j+1)/Rm(j) < 2.
Соблюдение этих рекомендаций позволяет добиться точности расчетов с погрешностью менее 5%.
Контурные точки размещаются на поверхности тела непосредственно над узлами зарядов.
Существует еще один прием, способствующий рациональной организации расчетов. Если объемные тела имеют плоские поверхности или поверхности с очень большим радиусом кривизны, то для их правильного моделирования рекомендуется размещать заряды чаще, чем это следует из соотношений (8.8). Однако при этом значения плотности заряда от узла к узлу изменяются мало. Это позволяет контурные точки располагать только над базовыми узлами, а заряды в промежуточных узлах между базовыми определять как функционально зависящие (например, линейно) от базовых зарядов. Это позволяет существенно уменьшить порядок системы (8.7) и улучшить ее обусловленность.
На основе изложенной методики группой авторов была разработана программа FIELD-E для расчета двух- и трехмерных электрических полей [17].
8.5. Программа FIELD для расчета электрических и магнитных полей промышленной частоты вблизи электроэнергетических объектов
На основе изложенных выше методик расчета трехмерных электрических и магнитных полей промышленной частоты группой авторов была разработана программа FIELD для расчета полей вблизи электроэнергетических объектов [17].
В состав программы в текущей версии FIELD 3.0 входят упомянутый выше модуль FIELD-Е для расчета электрических полей и модуль FIELD-М для расчета магнитных полей, а также ряд вспомогательных модулей, обеспечивающих расчет полей тел различной конфигурации. В текущей версии программы это тонкие проводники (позволяющие моделировать фазные провода, молниезащитные тросы, ошиновки, опоры ВЛ и порталы подстанций), прямоугольные параллелепипеды и тела, обладающие аксиальной симметрией (позволяющие моделировать различные здания, трансформаторы, транспортные средства и т.д.). Такой набор тел дает возможность моделировать практически все оборудование электросетевых объектов. Кроме того, в нее включены средства, обеспечивающие ввод расчетной модели исследуемого электроэнергетического объекта, графическое отображение исходных данных и результатов расчета, база данных, позволяющая сохранять и затем повторно использовать введенные расчетные модели объектов. Все компоненты программы FIELD объединены общей графической оболочкой, обеспечивающей их совместное функционирование. Программа FIELD 3.0 позволяет вычислить для любой точки пространства действующие значения напряженностей электрического и магнитного полей промышленной частоты по заданным действующим линейным значениям напряжений на проводниках и действующим значениям токов в токоведущих частях.
Ввод данных в программе FIELD 3.0 выполняется при помощи шаблонов, определяющих порядок ввода параметров тел, составляющих полеобразующую систему. Cразу после ввода параметров очередного тела представляется возможность увидеть на экране как его собственное положение, так и положения ранее заданных тел. Пользователю дается возможность выбора координатной плоскости, в проекции на которую представляется изображение полеобразующей системы. Одновременно выводится число имеющихся на текущий момент эквивалентных зарядов. Закончив ввод расчетной модели какой-либо конструкции, пользователь может как сохранить ее в виде отдельной задачи для выполнения расчетов, так и ввести в базу данных для использования в дальнейшем вместе с другими расчетными моделями. Расчет электрического и магнитного полей выполняется вдоль задаваемых в пространстве отрезков. Результаты расчета представляются в виде графиков распределения напряженности поля по заданному отрезку. Кроме того, результаты расчета сохраняются в файлах на жестком диске для обработки при помощи других программ.
Программа FIELD 3.0 предъявляет следующие минимальные требования к используемой вычислительной технике:
процессор Intel 486DX2 или старше с тактовой частотой не менее 50 МГц;
оперативная память не менее 8 МБ;
операционная среда Windows 3.1 или Windows for Workgroups 3.11.
При указанной выше минимальной конфигурации используемого компьютера суммарное число эквивалентных зарядов не должно превышать 600. Время решения задачи при расчете поля вдоль отрезка с 50 расчетными точками составит примерно 15 мин. Применение компьютера с процессором Intel Pentium с тактовой частотой 100 МГц и оперативной памятью 16 МБ позволит довести рекомендуемое предельное число эквивалентных зарядов примерно до 1300. Время счета при этом составит около 25 мин. Следует отметить, что число эквивалентных зарядов может и превышать рекомендованные значения (600 или 1300). Однако в этом случае будет использоваться виртуальная память и счет значительно замедлится. Следует отметить, что система из 1300 эквивалентных зарядов соответствует модели одной ячейки подстанции 500 или 750 кВ.
Программа FIELD 3.0 была успешно использована авторами для расчетов полей вблизи ВЛ и подстанций напряжением 500 и 750 кВ. Сопоставление расчетных данных с эксперементальными позволили авторам сделать вывод о высокой достоверности выбранной методики расчета и разработанной программы [17].
8.6 Расчет электрического поля ячейки открытого распределительного устройства 220 кВ
В данной части представлены результаты расчета электрического поля ячейки трансформатора открытого распределительного устройства 220 кВ выполненного по схеме одна секционированая система сборных шин с обходной. Трансформатор подсоединен к первой секции рабочей системы сборных шин. На рис. 8.2 представлена картина распределения напряженности электрического поля на высоте 1,8 м. Как известно напряженность электрического поля нормируется в соответствии с существующими санитарными нормами на данной высоте.
Анализируя полученные результаты можно прийти к следующим выводам:
-на территории ОРУ имеются участки на которых напряженность поля превышает 5 кВ/м, следовательно, необходимо вводить ограничения на пребывания персонала в этих зонах;
-дорога, проходящая по территории ОРУ, находится в зоне, напряженность электрического поля в которой не превышает 5 кВ/м, следовательно, допускается неограниченное перемещение людей по дороге;
-максимальные значения напряженность поля принимает на участках прохождения шин нижним ярусом, а также в местах подъема проводов с нижних ярусов на верхний;
-проводники под напряжением, находящиеся на втором и третьем ярусах, практически не оказывают влияние на картину напряженности электрического поля на высоте 1,8 м., следовательно, воздушные линии электропередач 220 кВ не создают электрического поля напряженность которого превышает допустимые нормы;
-в соответствии с Санитарными нормами значение напряженности электрического поля на территории зоны жилой застройки не должно превышать 1кВ/м, из расчета легко видеть, что под ЛЭП 220 кВ напряженность не превышает данного значения.
Список литературы 
1. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1987.
2. Ривкин С. Л., Александров А. А. Термодинамические свойства воды и водяного пара: Справочник. М.: Энергоатомиздат, 1984.
3. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник/Под общ. ред. В. А. Григорьева, В. М. Зорина. М.: Энергоатомиздат, 1989.
4. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1989.
5. Балаков Ю. Н., Шевченко А. Т., Шунтов А. В. Надежность схем выдачи мощности электростанций. М.: Издательство МЭИ, 1993.
6. Околович М. Н. Проектирование электрических станций: Учебник для вузов. М.: Энергоиздат, 1982.
7. Трубицин В.И. Надежность электрической части электростанций. М.: Издательство МЭИ, 1993.
8. Коммутационные узлы энергосистем/Под ред. А.В. Шунтова. М.:Энерготомиздат,1997.
9. Электрическая часть станций и подстанций/Под ред. А. А. Васильева. Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1990.
10. Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1986.
11. Гук Ю. Б., Кантан В. В., Петрова С. С. Проектирование электрической части станций и подстанций. Л.: Энергоатомиздат, 1985.
12. Церазов А. Л., Старшинов В. А., Васильева А. П. Электрическая часть тепловых электростанций: Учебник для вузов. М.: Издательство МЭИ, 1996.
13. Сборник задач и упражнений по электрической части электростанций и подстанций. Часть I/Под ред. Б. Н. Неклепаева и В. А. Старшинова. М.: Издательство МЭИ, 1996.
14. Долин П. А. Основы техники безопасности в электроустановках: Учеб. пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1984.
15. Правила устройства электроустановок/Минэнерго СССР. М.: Энергоатомиздат, 1985.
16. Вавин В.Н. Релейная защита блоков турбогенератор - трансформатор. М.: Энергоиздат, 1982.
17. Теория и практика электрических разрядов в энергетике./Под ред. А.Ф. Дьякова. Пятигорск: ЮЦПК РП “Южэнерготехнадзор”,1997.
18. Справочные материалы к курсовой работе по курсу “Экономика и организация производства”. Басова Т.Ф.,Златопольский А.Н.,Зубкова А.Г. и др.-М.:Издательство МЭИ,1991.
19. Техника безопасности в электроэнергетических установках: Справочное пособие/Под ред. П.А. Долина. М.: Энергоатомиздат,1987.
20. Колечицкий Е.С. Защита от биологического действия электромагнитных полей промышленной частоты. М.: Издательство МЭИ, 1996.
Таблица 3.1.
Таблица параметров пара и воды
| Элемент тепловой схемы | Пар в отборе турбины | Пар в регенеративном подогревателе | Вода за регенеративным подогревателем | ||||||
| P, МПа |  | у | P, МПа | t, oC |  | P, МПа |  oC |  кДж/кг | |
| П1 | 6,15 | 3020 | - | 5,86 | 274 | 1205,9 | 31,2 | 272 | 1182,8 |
| П2 | 4,0 | 2932 | - | 3,8 | 247,3 | 1042,8 | 31,2 | 245,3 | 1065,9 |
| П3 | 1,64 | 3350 | 0,618 | 1,56 | 200 | 852,4 | 33 | 197 | 854,6 |
| Пн | - | - | - | - | - | - | 33 | 176 | 737 |
| П4 | 1,20 | 3220 | 0,533 | 0,69 | 165 | 695 | 0,69 | 165 | 695 |
| П5 | 0,40 | 3001 | 0,3908 | 0,38 | 142 | 598 | 1,5 | 139 | 583 |
| П6 | 0,18 | 2836 | 0,2835 | 0,17 | 115 | 483 | 1,5 | 112 | 471 |
| П7 | 0,061 | 2660 | 0,1691 | 0,058 | 85 | 359 | 0,058 | 85 | 359 |
| П8 | 0,020 | 2530 | 0,0845 | 0,019 | 59 | 247 | 0,019 | 59 | 247 |
| ПУ | - | - | - | - | - | - | - | 32,2 | 135 |
| К | 0,0036 | - | 0 | 0,0036 | 27,2 | 113,8 | 0,0036 | 27,2 | 113,8 |
Таблица 4.6.
Технико-экономические показатели вариантов схем
| Вариант | К, тыс.руб. | К,% | Иа+Ио, тыс.руб/год | Ипот,тыс/руб | И, тыс.руб./год | У, тыс.руб/год | З’, тыс.руб/год | З’, % | З, тыс.руб/год | З, % |
| 1 | 7230,04 | 111,66 | 607,32 | 226,84 | 834,16 | 0 | 1702 | 110,3 | 1702 | 110,16 |
| 2 | 6475,16 | 100 | 543,91 | 222,44 | 766,36 | 2,1 | 1543 | 100 | 1545 | 100 |
| 3 | 7553,64 | 116,66 | 634,51 | 217,98 | 852,49 | 0 | 1759 | 114 | 1759 | 113,85 |
| 4 | 6798,76 | 105,00 | 571,1 | 210,19 | 781,29 | 77,24 | 1597 | 103,5 | 1674 | 108,4 |
Таблица 4.12
Состав блочной нагрузки собственных нужд
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |||||||||||||||||||
| секция А | секция Б | секция А | секция Б | секция А | секция Б | секция А | секция Б | секция А | секция Б | секция А | секция Б | |||||||||||||
| n, шт | Ра, кВт | n, шт | Рб, кВт | n, шт | Ра, кВт | n, шт | Рб, кВт | n, шт | Ра, кВт | n, шт | Рб, кВт | n, шт | Ра, кВт | n, шт | Рб, кВт | n, шт | Ра, кВт | n, шт | Рб, кВт | n, шт | Ра, кВт | n, шт | Рб, кВт | |
| Питательный электронасос | 1 | 5500 | - | - | 1 | 5500 | - | - | 1 | 5500 | - | - | 1 | 5500 | - | - | 1 | 5500 | - | - | 1 | 5500 | - | - |
| Бустерный насос | 1 | 400 | 2 | 800 | 1 | 400 | 2 | 800 | 1 | 400 | 2 | 800 | 1 | 400 | 2 | 800 | 1 | 400 | 2 | 800 | 1 | 400 | 2 | 800 |
| Циркуляционный насос | 1 | 805 | 1 | 805 | 1 | 805 | 1 | 805 | 1 | 805 | 1 | 805 | 1 | 805 | 1 | 805 | 1 | 805 | 1 | 805 | 1 | 805 | 1 | 805 |
| Мазутный насос | 1 | 500 | - | - | 1 | 500 | - | - | 1 | 500 | - | - | 1 | 500 | - | - | 1 | 500 | - | - | 1 | 500 | - | - |
| Конденсатный насос | 1 | 250 | 2 | 500 | 1 | 250 | 2 | 500 | 1 | 250 | 2 | 500 | 1 | 250 | 2 | 500 | 1 | 250 | 2 | 500 | 1 | 250 | 2 | 500 |
| Насос подъемный эжекторный | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 500 |
| Сливной насос ПНД | 1 | 250 | 1 | 250 | 1 | 250 | 1 | 250 | 1 | 250 | 1 | 250 | 1 | 250 | 1 | 250 | 1 | 250 | 1 | 250 | 1 | 250 | 1 | 250 |
| Трансформатор блока машинного отделения | 1 | 1000 | 1 | 1000 | 1 | 1000 | 1 | 1000 | 1 | 1000 | 1 | 1000 | 1 | 1000 | 1 | 1000 | 1 | 1000 | 1 | 1000 | 1 | 1000 | 1 | 1000 |
| Дутьевой вентилятор | 1 | 650 | 1 | 650 | 1 | 650 | 1 | 650 | 1 | 650 | 1 | 650 | 1 | 650 | 1 | 650 | 1 | 650 | 1 | 650 | 1 | 650 | 1 | 650 |
| Дымосос | 1 | 1150 | 1 | 1150 | 1 | 1150 | 1 | 1150 | 1 | 1150 | 1 | 1150 | 1 | 1150 | 1 | 1150 | 1 | 1150 | 1 | 1150 | 1 | 1150 | 1 | 1150 |
| Трансформатор блока котельного отделения | 1 | 1000 | - | - | 1 | 1000 | - | - | 1 | 1000 | - | - | 1 | 1000 | - | - | 1 | 1000 | - | - | 1 | 1000 | - | - |
| Трансформатор электрофильтра | 1 | 1000 | 1 | 1000 | 1 | 1000 | 1 | 1000 | 1 | 1000 | 1 | 1000 | 1 | 1000 | 1 | 1000 | 1 | 1000 | 1 | 1000 | 1 | 1000 | 1 | 1000 |
Таблица 4.13
Состав общестанционной нагрузки собственных нужд
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |||||||||||||||||||
| секция А | секция Б | секция А | секция Б | секция А | секция Б | секция А | секция Б | секция А | секция Б | секция А | секция Б | |||||||||||||
| n, шт | Ра, кВт | n, шт | Рб, кВт | n, шт | Ра, кВт | n, шт | Рб, кВт | n, шт | Ра, кВт | n, шт | Рб, кВт | n, шт | Ра, кВт | n, шт | Рб, кВт | n, шт | Ра, кВт | n, шт | Рб, кВт | n, шт | Ра, кВт | n, шт | Рб, кВт | |
| Трансформатор топливного хозяйства | 1 | 750 | 1 | 750 | ||||||||||||||||||||
| Трансформатор ОСН рабочий | 1 | 1000 | 1 | 1000 | ||||||||||||||||||||
| Трансформатор ОРУ | 1 | 1000 | 1 | 1000 | ||||||||||||||||||||
| Трансформатор ХВО | 1 | 1000 | ||||||||||||||||||||||
| Трансформатор ОСН резервный | 1 | 1000 | ||||||||||||||||||||||
| Резервный возбудитель | 1 | 1000 | 1 | 1000 | ||||||||||||||||||||
| Резервный трансформатор мазутного хозяйства | 1 | 1000 | ||||||||||||||||||||||
| Пожарный насос 1 ст. | 1 | 250 | ||||||||||||||||||||||
| Пожарный насос 2 ст. | 1 | 500 | ||||||||||||||||||||||
| Насос кислотной промывки | 1 | 2900 | ||||||||||||||||||||||
| Трансформатор ЦРМ | 1 | 1000 | 1 | 1000 | 1 | 1000 | ||||||||||||||||||
| Резервный трансформатор блочный | 1 | 1000 | 1 | 1000 | ||||||||||||||||||||
| Трансформатор вспомогательного корпуса | 1 | 750 | ||||||||||||||||||||||
| Резервный трансформатор вспомогательного корпуса | 1 | 750 | ||||||||||||||||||||||
3. Тепловая часть
3.1. Принципиальная тепловая схема электрической станции и ее расчет
Принципиальная тепловая схема характеризует сущность основного технологического процесса преобразования и использования энергии рабочего тела электростанции. На паротурбинной электрической станции эта схема включает: котельный и турбинный агрегаты с электрическим генератором и конденсатором. Принципиальная тепловая схема включает также насосы для перекачки рабочего тела (теплоносителя), как-то: питательные насосы котлов, испарителей и паропреобразователей; конденсатные насосы турбин, регенеративных подогревателей.
Основное и вспомогательное тепловое оборудование объединяется в принципиальной тепловой схеме линиями трубопроводов для воды и пара в соответствии с последовательностью движения рабочего тела в установке.
В принципиальной тепловой схеме несколько одинаковых агрегатов и установок изображаются одним агрегатом или установкой; резервное оборудование в эту схему не включают; в ней показывают лишь принципиальные связи (коммуникации) между оборудованием и арматуру, необходимые для осуществления основного технологического процесса.
Блок 300 МВт используется с одноступенчатым промежуточным перегревом пара. Турбоагрегат К-300-240 ЛМЗ имеет три цилиндра; цилиндр среднего давления состоит из ЦСД и ЦНД, рассчитанной на пропуск одной трети расхода пара в конденсатор; цилиндр низкого давления - двухпоточный. Начальные параметры пара 24,5 МПа, 545 оC, промежуточный перегрев пара при давлении 4 МПа при температуре 545 оC, конечное давление 0,0036 МПа. Котел прямоточного типа. Предусмотрено восемь регенеративных отборов пара из турбины. В схему включены: три регенеративных подогревателя высокого давления; деаэратор 0.69 МПа, питаемый паром из четвертого отбора; два регенеративных подогревателя низкого давления поверхностного типа и два регенеративных подогревателя низкого давления смешивающего типа. Из ПВД дренаж сливается каскадно в деаэратор, из ПНД № 5 и 6 - в ПНД №7. Имеется подогреватель уплотнений. Паровоздушная смесь конденсатора турбины отсасывается пароструйным эжектором.
В этой установке применен турбинный привод рабочего питательного насоса с питанием приводной турбины паром из отбора №3 и с отводом отработавшего пара в конденсатор.
Пуско-резервный насос половинной производительности имеет привод от электродвигателя. Добавочная вода после глубокого химического обессоливания поступает в конденсатор турбины. Принятые параметры регенеративных отборов по ступеням турбоустановки приведены в табл. 3.1.
Расчет производиться в соответствии с методикой описанной в [1].
3.1.1. Процесс расширения пара в турбине с промежуточным перегревом
Определение энтальпии по заданным значениям давления и температуры свежего пара. В соответствии с [2] энтальпия свежего пара :
Потери давления в стопорных регулировочных клапанах составляют 5 %. Следовательно давление пара с учетом этих потерь:
, где
- давление свежего пара, МПа. По заданному давлению промежуточного пара с помощью “ h,s - диаграммы для водяного пара “ [2] определена энтальпию пара на входе в промежуточный перегрев для идеального процесса в ЦВД:
Теплоперепад срабатываемый в ЦВД для этого случая:
, где
- энтальпия свежего пара, кДж/кг; 
- энтальпия пара на входе в промежуточный перегрев для идеального процесса в ЦВД, кДж/кг; Итак:
Реальный теплоперепад (с учетом потерь):
Следовательно реальная энтальпия равна:
Температура на выходе из пароперегревателя котла составит:
oC Давление с учетом потерь:
Соответственно энтальпия пара на выходе из пароперегревателя составит:
Энтальпия на выходе из ЦСД для идеального случая составит :
Энтальпия на выходе из ЦНД, а также на входе в конденсатор:
Все энтальпии определены с помощью “ h,s - диаграммы для водяного пара “ (диаграмма) на которой построен процесс расширения пара в турбине. диаграмма прилагается.
Окончательно суммарный теплоперепад срабатываемый в турбине:
3.1.2. Расчет турбопривода
По заданному значению давления пара в отборе 3 определена с помощью диаграммы энтальпия пара:
Давление с учетом потерь в стопорном клапане, составляющих 5 %:
Давление на выходе из турбопривода:
3.1.3 Расчет подогревателей
Температура дренажа с учетом недогрева воды в ПВД составит:
oC С помощью таблиц термодинамических свойств воды и пара [11] определены давление и энтальпия в регенеративном подогревателе:
Давление греющего пара в точке отбора с учетом потерь:
По диаграмме найдена энтальпия греющего пара:
Определение параметров пара, дренажей и воды для подогревателя П2. Давление в отборе задано и составляет:
Энтальпия греющего пара:
Давление в подогревателе с учетом потерь:
По значению давления определенны энтальпия и температура с помощью [2]:
Температура воды за подогревателем:
oC Энтальпия воды за П2 определена по известному значению давления:
В питательном насосе происходит нагрев за счет сжатия, следовательно увеличивается энтальпия. Давление на выходе насоса выбирается с запасом от давления свежего пара:
Давление на входе питательного насоса равно давлению в деаэраторе. Итак:
Окончательно рост энтальпии питательной воды в питательном насосе за счет сжатия:
где v - удельный объем воды, 
; 
- КПД насоса, о.е.; Для подогревателя уплотнений турбины задались значениями:
oC
Для поддержания давления в деаэраторе постоянным при колебаниях нагрузки турбины:
3.1.4. Материальный баланс потоков тепловой схемы
3.1.4.1. Введение
Относительный расход пара в турбину:
Относительный расход перегретого пара из котла:
Добавочная вода для восполнения утечек равна величине утечек:
3.1.4.2. Расчет пара на подогреватели
Подогреватель П1 расположен непосредственно перед котлом, следовательно относительный расход воды через подогреватель будет равен относительному расходу перегретого пара:
Энтальпия воды за регенеративным подогревателем определены по известным значениям температуры и давления:
Ранее была найдена энтальпия за подогревателем П2, которая естественно равна энтальпии на входе в подогреватель П1:
Энтальпия пара в отборе турбины также была ранее определена:
Значение энтальпии дренажа было найдено ранее:
КПД подогревателя принято равным:
Относительный расход пара из первого отбора определяется из уравнения теплового баланса:
Так как подогреватель П1 поверхностного типа относительная величина дренажной воды будет равна относительной величине расхода пара из отбора:
Аналогично находятся относительные величины расходов для всех подогревателей и деаэратора. Кроме уравнений теплового баланса для подогревателей смешивающего типа, подогревателя уплотнений и деаэратора используются уравнения материального баланса. Результаты расчета сведены в табл. 3.2.
Таблица 3.2.
Относительные расходы воды через подогреватели
| Подогреватель |
 |
 |
| П1 | 0,066741 | 0,06741 |
| П2 | 0,112932 | 0,179673 |
| П3 | 0,032912 | 0,212585 |
| П4 (К) | 0,026851 | 0,775564 |
| П5 | 0,036886 | 0,036886 |
| П6 | 0,035867 | 0,072752 |
| П7 | 0,031237 | 0,671574 |
| П8 | 0,032819 | 0,63755 |
Расчет расхода пара на турбопривод питательного насоса. Принят механический КПД турбонасоса равным 0,99. Теплоперепад срабатываемый в турбоприводе определен по диаграмме:
Увеличение энтальпии питательной воды за счет сжатия в насосе было рассчитано ранее:
Окончательно расход пара на турбопривод питательного насоса:
3.1.4.3. Проверка правильности расчета материального баланса потоков тепловой схемы
Проверка правильности расчета производится с помощью сведения баланса пара, идущего в конденсатор. Рассматриваются два пути.
Идя “сверху” в конденсатор
Идя “сверху” от турбины:
Очевидно, что погрешность значительно меньше допустимой (0,1%),следовательно для дальнейшего расчета принимаются рассчитанные значения относительных расходов.
3.1.5. Определение расхода пара
3.1.5.1. Определение расхода пара на турбину
Для определения расхода пара на турбину использован метод расчета мощности по отсекам турбины. Энергетическое уравнение турбоустановки представлено в табличной форме (табл. 3.3.).
Таблица 3.3.
Энергетическое уравнение турбоустановки
| Цилиндр турбины | Отсек турбины, j | Доля пропуска пара через отсек  | Теплоперепад пара в отсеке  ,кДж/кг | Внутренняя работа на 1 кг свежего пара  |
| ЦВД | 1 |  |  | 312 |
| ЦВД | 2 |  |  | 79,486785 |
| ЦСД | 3 |  |  | 162,807343 |
| ЦСД | 4 |  |  | 92,234465 |
| ЦСД | 5 |  |  | 149,49923 |
| ЦСД | 6 |  |  | 106,550297 |
| ЦНД | 7 |  |  | 107,341133 |
| ЦНД | 8 |  |  | 75,225202 |
| ЦНД | 9 |  |  | 108,075597 |
Сумма
Расход пара в голову турбины (механический КПД генератора принят равным 0,975):
3.1.5.2. Определение расхода пара на все потребители
Расход пара на потребителя определяется с помощью рассчитанных ранее относительных расходов пара на потребители и абсолютного расхода пара в голову турбины. Для подогревателя П1:
Аналогично для остальных потребителей. Полученные данные сведены в табл. 3.4.
Таблица 3.4.
Расход пара и воды.
| Название потребителя | Расход пара,  , кг/с |
| Подогреватель П1 | 17,346407 |
| Подогреватель П2 | 29,351704 |
| Подогреватель П3 | 8,553926 |
| Подогреватель П4 | 6,978735 |
| Подогреватель П5 | 9,586765 |
| Подогреватель П6 | 9,321937 |
| Подогреватель П7 | 8,118787 |
| Подогреватель П8 | 8,529868 |
| Турбопривод | 12,45454 |
| Конденсатор | 141,866053 |
| Расход питательной воды | 263,80457 |
Мощность питательного насоса:
3.1.6. Определение энергопоказателей блока
3.1.6.1. Расход теплоты на турбину
Относительный расход пара через пароперегреватель
Абсолютный расход пара через пароперегреватель:
Энтальпия питательной воды равна энтальпии за регенеративным подогревателем П1:
Расход теплоты на турбину:
3.1.6.2. Коэффициент полезного действия турбоустановки
КПД турбоустановки (без учета питательного насоса - КПД брутто) определяется выражением:
3.1.6.3. Коэффициент полезного действия блока и удельные расходы топлива
Для станции на газу, КПД котлоагрегата:
Теплота перегретого пара:
КПД транспорта теплоты:
КПД блока (станции):
КПД блока нетто:
Удельный расход топлива
брутто:
ч) нетто:
ч)3.2. Выбор оборудования
3.2.1. Выбор котлоагрегата
На КЭС с промежуточным перегревом пара применяются блочные схемы котел - турбина. Паропроизводительность энергетических котлов для таких моноблоков согласно “Нормам технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей” выбирается по максимальному пропуску пара через турбину с учетом расхода пара на собственные нужды и запасом в размере 3 %.
Параметры котла определяется выбранным типом турбины. Так как станция входит в энергосистему, то установка дополнительных котлов не предусматривается.
С помощью [3] выбран котел типа Пп-1000-25-545-ГМ (ТГМП-314). Технические характеристики котлоагрегата приведены в табл. 3.5.
Таблица 3.5.
Параметры котлоагрегата
| Паропроизводительность, т/ч | Давление на выходе из котла, МПа | Температура пара, оC | Температура промперегрева, оC | Топливо | КПД бр, % |
| 1000 | 25 | 545 | 545 | газ, мазут | 93,82 |
3.2.2. Выбор вспомогательного оборудования
Выбор регенеративных подогревателей
Тип и мощность турбины предопределяет тип отдельных элементов вспомогательного оборудования, так как завод - изготовитель турбины поставляет ее вместе со вспомогательным оборудованием в комплекте. Производительность и число регенеративных подогревателей для основного конденсата определяется числом имеющихся у турбины для этих целей отборов пара. При этом каждому отбору соответствует один корпус. Регенеративные подогреватели устанавливаются без резерва.
Основными параметрами выбора регенеративных подогревателей служат:
Пропускная способность, т/ч ;
давление греющего пара, МПа;
давление воды, МПа;
температура воды на входе и выходе подогревателя, оC;
Исходя из вышесказанного с помощью [3] выбрана группа ПВД:
П1 ПВ-1250-380-17-I
П2 ПВ-1700--380-45
П3 ПВ-1550-380-70
Подогреватели низкого давления
П5 ПН-550-26-7-Iнж
П6 ПН-550-26-7-Iнж
П7 ПНСГ-800-2
П8 ПНСГ-800-1
Все подогреватели устанавливаются в одну нитку.
Выбор деаэраторов питательной воды
Суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по максимальному расходу воды.
На каждый блок устанавливается, по возможности, один деаэратор.
Суммарный запас питательной воды в баках основных деаэраторов должен обеспечить работу блочных электростанций в течении пяти минут.
Для блока 300 МВт деаэратор с рабочим давлением 0,69 МПа устанавливается в одну деаэрационную колонку типа ДП-1000, техническая характеристика которой в соответствии с [3] приведена в табл. 3.6.
Таблица 3.6.
Параметры деаэратора
| Производительность, т/ч | Рабочее давление, МПа | Температура, oC | Наружный диаметр, мм | Высота, мм | Вес, кг |
| 1000 | 0,69 | 164,2 | 2432 | 3150 | 7100 |
Выбор питательного насоса
На блоках с закритическим давлением устанавливаются питательные насосы с турбоприводами, один - подачей 100 % или два по 50 %.
Необходимое давление в напорном патрубке насоса:
Номинальная паропроизводительность котла 1000 т/ч, а расход питательной воды при максимальной нагрузке станции с запасом 5 - 8 %:
т/ч Резервом служит электронасос производительностью 50 % полной подачи. Основное назначение этого насоса - участие в операциях пуска и останова блока, поэтому он называется пуско-резервным.
Для предотвращения кавитации и повышения надежности работы высокобортных питательных насосов с турбоприводом между ними и деаэратором устанавливают предвключенные низкооборотные бустерные насосы.
По подсчитанной необходимой производительности и необходимому напору с помощью [3] подобраны:
питательный турбонасос - СВПТ-350-1350;
питательный электронасос - СВПЭ-320-550
Приводная турбина турбонасоса - Р-12-15П
Технические характеристики питательного турбонасоса и приводной турбины приведены в табл. 3.7. и 3.8.
Таблица 3.7.
Параметры питательного турбонасоса
| Производительность,  /ч | Давление в нагнетательном патрубке, МПа | Частота вращения, об/мин | КПД насоса, % |
| 1350 | 34,3 | 5270 | 83 |
Таблица 3.8.
Параметры турбины турбонасоса
| Давление пара перед турбиной, МПа | Температура пара перед турбиной, оC | Давление отработавшего пара, МПа | Расход пара, т/ч | Номинальная мощность, МВт |
| 1,52 | 450 | 0,12 | 114,12 | 12,5 |
Выбор конденсатора и конденсатных насосов
Для турбоагрегата К-300-240 ЛМЗ в соответствии с [3] ставится конденсатор типа 300-КЦС-1. Основные характеристики конденсатора приведены в табл. 3.9.
Таблица 3.9.
Техническая характеристика конденсатора
| Поверхность охлаждения,  | Число ходов | Расход охлажденной воды,  ч |
| 15400 | 2 | 36000 |
Для поддержания вакуума в качестве основных используются водоструйные эжекторы типа ЭВ-4-1400; в качестве пусковых - пароструйные эжекторы типа ЭП-1-600-3.
Конденсатные насосы служат для подачи конденсата через подогреватели низкого давления в деаэратор. Они устанавливаются в две ступени. I ступень - насосы подают воду через конденсатоочистку - блочную обессоливающую установку, подогреватель уплотнений и регенеративный подогреватель смешивающего типа П8. II ступень - насос подает воду через регенеративные подогреватели поверхностного типа П5 и П6 в деаэратор. Для подачи воды из подогревателя П8 через подогреватель П7 используется гравитационный принцип. Подогреватель П8 должен быть установлен на
метров выше подогревателя П8. Эта высота определяется по выражению:
, где
- необходимая разность давлений;
- плотность воды;
- ускорение свободного падения. Итак
м Конденсатные насосы должны иметь резерв. В зависимости от мощности турбоагрегата устанавливается два, три или даже четыре конденсатных насоса, один из них является резервным.
Мощность конденсатного насоса, кВт:
где
- расход конденсата, кг/с;
- расчетное давление, развиваемое конденсатным насосом, МПа; z - количество конденсатным насосов;
- КПД насоса. Результаты выбора конденсатных насосов с помощью [3] и приводных двигателей в соответствии с [4] сведены в табл. 3.10.
Таблица 3.10.
Выбор конденсаторных насосов
| Ступень | 1 | 3 |
| Расход конденсата, кг/с | 166,08 | 201,687 |
| Разница давлений до насоса и после, МПа | 0,8 | 1.072 |
| Мощность насоса, кВт | 95,911 | 146,985 |
| Тип насоса | КсВ1000-95 | КсВ1500-120 |
| Номинальная частота вращения, об/мин | 1000 | 740 |
| Тип приводного двигателя | АК-12-35-6У4 | АЗ-12-35-8У4 |
| Мощность двигателя, кВт | 250 | 200 |
В каждой ступени устанавливается два рабочих и один резервный насос.
Циркуляционные насосы
На турбины устанавливается два циркуляционных насоса производительностью 50 %. Резервные циркуляционные насосы не используются.
Мощность циркуляционного насоса, кВт:
где
- расход циркуляционной воды, кг/с (принимается равным расходу конденсата через конденсатор увеличенный в 70 раз);
- расчетное давление, развиваемое циркуляционным насосом, МПа; z - количество циркуляционных насосов;
- КПД насоса. Итак:
C помощью [3] выбраны два циркуляционных насоса типа Д12500-24 ,а к ним в соответствии с [4] электропривод АКНЗ-2-17-48-12У3 мощностью 1000 кВт.
Дутьевые вентиляторы и дымососы
Крупные котлы оснащают двумя дымососами и двумя дутьевыми вентиляторами. Отсос дымовых газов параллельно работающим дымососам и подача воздуха должны обеспечивать полную производительность котла с запасом 10 %. Один дымосос и один вентилятор должны обеспечивать не менее половинной нагрузки котла.
Объемный расход холодного воздуха, подаваемый вентиляторами определяется выражением:
где
- расчетный расход топлива, кг/с;
- теоретическое количество воздуха, необходимое для сгорания 1 кг топлива, ;
- избыток воздуха в топке, о.е.;
- присос воздуха в топке, о.е.;
- перетечки воздуха в воздухоподогревателе, о.е.;
- температура холодного воздуха. Итак:
С учетом установки двух рабочих дутьевых вентиляторов расход воздуха для одного вентилятора составит:
474372
ч: Мощность, которая потребляется дутьевыми вентиляторами, кВт:
где
КПД машины; H - напор создаваемый машиной, Па;
коэффициент запаса z - количество вентиляторов.
После подстановки численных значений мощность вентилятора:
кВт Таким образом, в соответствии с [3] выбирается по производительности дутьевого вентилятора, равной 450 тыс.
/ч вентилятор типа ВДН-24Х2-11у, потребляемая мощность которого равна 650 кВт. К вентилятору с помощью [4] подбирается асинхронный двигатель типа ДА3О-2-17-44-8У1 с Pном = 800 кВт.
Объемный расход дымовых газов, который отводится дымососами, определяется выражением:
где
- теоретический объем продуктов сгорания, ;
- коэффициент избытка воздуха перед дымососом;
- температура газов у дымососа. Итак:
Мощность потребляемая дымососами, кВт:
При подстановке численных значений:
кВт Таким образом, по производительности дымососа, равной 958 тыс.
/ч с помощью [3] выбирается дымосос типа ДОД-41, потребляемая мощность которого равна 1880 кВт. К данному дымососу в соответствии с [4] выбирается асинхронный двигатель типа АО2-21-39-16У1 мощностью 2000 кВт .
Окончательные результаты выбора вспомогательного оборудования сведены в табл. 3.11.
Таблица 3.11.
Результаты выбора вспомогательного оборудования
| Тип оборудования | Тип приводного двигателя | Мощность, кВт | Количество двигателей | Суммарная мощность, кВт |
| Конденсатный насос I ступень | АК-12-35-6У4 | 250 | 2 | 500 |
| Конденсатный насос II ступень | АЗ-12-35-8У4 | 200 | 2 | 400 |
| Циркуляционный насос | АКНЗ-2-17-48-12У3 | 1000 | 2 | 2000 |
| Дутьевой вентилятор | ДАЗО-2-17-44-8У1 | 650 | 2 | 1300 |
| Дымосос | АО2-21-39-16У1 | 2000 | 2 | 4000 |
Суммарная потребляемая мощность данного оборудования составляет 8200 кВт. С учетом мощности мелких потребителей расход электроэнергии на собственные нужды составит:
Или в процентах от мощности генератора 3,42 %. Предварительно принято это значение для дальнейшего расчета.
1. Введение
Проектируемая станция является электрической станцией районного типа. Конденсационная станция будет сооружена в западной Сибири. В качестве основного топлива используется природный газ, в качестве резервного - мазут. Установленная мощность электростанции 1800 МВт.
Станция предназначена для выдачи мощности в энергосистему на напряжение 500 кВ и обеспечение промышленных потребителей на напряжении 220 кВ. На напряжении 220 кВ связь с системой отсутствует. Связь с системой осуществляется по трем линиям длинной 220 км. Электроснабжение местного промышленного района осуществляется по четырем линиям. Агрегаты работают по блочной схеме: котел - турбина - генератор.
9. Заключение
В работе была спроектирована электрическая станция конденсационного типа. Спроектированная станция предназначена для выдачи мощности в энергосистему (на 500 кВ) и обеспечение электроэнергией промышленных потребителей (на 220 кВ). Станция расположена в Западной Сибири.
Для спроектированной КЭС было выбрано шесть котлов типа Пп-1000-25-545-ГМ производительностью 1000 т/ч. Технический минимум производительности котлов на основном топливе составляет 30 %.
Для установки на КЭС было выбранно шесть турбин типа К-300-240-3 ПОТ ЛМЗ номинальной мощностью Рном = 300 МВт. Расход пара на турбину 259,906 кг/с. Параметры пара: р=24,5 МПа, t=545 oC. Параметры перегретого пара р=4 МПа, t=545 oC. Расчетное давление в конденсаторе р=0,0036 МПа. Для установки на КЭС было выбранно шесть насосов типа СВПТ-350-1350 и шесть резервных питательных насосов типа СВПЭ-320-550.
Основное электротехническое оборудование которое было выбранно для спроектированной станции:
1. Шесть турбогенераторов типа ТГВ-300-2У3 с Рном = 300 МВт.
2. Четыре трансформатора типа ТДЦ-400000/500 с Sном =400 МВА; два
трансформатора типа ТДЦ-400000/220 с Sном =400 МВА; четыре автотрансформатор связи типа АОДЦТН-167000/500/220 с Sном =500 МВА.
3. Число, тип, мощность и напряжение трансформаторов собственных нужд:
7хТРДНС-25000/35 с Sном=25 МВА, 20/6,3-6,3;
1хТРНД-25000/220 с Sном=25 МВА, 220/6,3-6,3.
Выдача электроэнергии в энергосистему производится на напряжении 500 кВ, обеспечение электроэнергией промышленных потребителей производится на напряжении 220 кВ.
Распределительные устройства 500 и 220 кВ - открытые распределительные устройства (ОРУ).
В качестве схемы ОРУ 500 кВ была принята схема три присоединения на четыре выключателя с выключателями типа ВНВ-500Б-40/3150У1 , от ОРУ отходят три воздушных линии (ВЛ) 500 кВ, связывающие КЭС и энергосистему.
В качестве схемы ОРУ 220 кВ была принята схема одна секционнированая система сборных шин с обходной системой шин с выключателями типа ВВБ-220Б-31,5/2000У1, от ОРУ отходят четыре ВЛ 220 кВ, питающих потребителей.
Распределительные устройства собственных нужд 6 и 0.4 кВ выполнены по схеме с одной системой сборных шин.
5. Релейная защита блока турбогенератора ТГВ-300-2У3
5.1. Общие положения
В соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) на блоках турбогенератор - трансформатор предусмотрен ряд основных и резервных устройств релейных защит от различного вида повреждений и ненормальных режимов работы.
5.2. Основные защиты турбогенератора
1) От многофазных коротких замыканий (КЗ) в обмотке статора и на выводах турбогенератора - продольная дифференциальная токовая защита, действует без выдержки времени и производит полную остановку блока и действует на УРОВ.
2) От замыканий на землю в обмотке статора - защита напряжения первой и третьей гармоники без зоны нечувствительности, действует без выдержки времени и производит остановку блока, действует на УРОВ.
3) Поперечная дифференциальная токовая защита генератора выполняется с помощью одного реле тока, присоединенного к трансформатору тока, установленного в соединении между нейтралями параллельных ветвей. Защита действует без выдержки времени на отключение, аналогично дифференциальной продольной защите генератора. Это защита от КЗ между витками одной фазы обмотки статора генератора.
5.3. Резервные защиты турбогенератора
1) От внешних симметричных коротких замыканий в обмотке статора - одноступенчатая дистанционная защита с независимой выдержкой времени, имеет две ступени выдержки времени. Первая ступень обеспечивает дальнее резервирование выключателя ВН. Вторая ступень обеспечивает ближнее резервирование и действует на остановку турбины.
2) От внешних несимметричных КЗ и несимметричных перегрузок в обмотках статора - токовая защита обратной последовательности с интегрально-зависимой выдержкой времени. Интегральный орган действует без дополнительной выдержки времени на отключение выключателя ВН, с дополнительной выдержкой времени на остановку турбины. Орган-отсечка I имеет две ступени выдержки времени. Сигнальный орган действует на сигнал через выносное реле времени с выдержкой времени. Орган-отсечка II обеспечивает резервирование основных защит генератора, имеет одну ступень выдержки времени и действует на остановку турбины.
3) От симметричных перегрузок в обмотке статора - максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени, действует на сигнал.
4) От перегрузок током возбуждения в роторе - токовая защита с двумя ступенями интегрально зависимой выдержки времени. Защита предназначена для действия при перегрузках в аварийных режимах, а также при неисправностях в системе возбуждения генератора, вызывающих длительное протекание по обмотке ротора тока недопустимой величины. Защита действует на отключение трансформатора собственных нужд и гашение поля генератора и возбудителя.
5) От асинхронного режима при потере возбуждения - одноступенчатая дистанционная защита с независимой выдержкой времени, действует на сигнал.
6) От повышения напряжения на выводах турбогенератора и трансформатора - максимальная защита напряжения с независимой выдержкой времени. Защита предназначена для предотвращения недопустимого повышения напряжения в режиме холостого хода или сброса нагрузки.
5.4. Основные защиты трансформатора
1) От всех видов КЗ в обмотке и на выводах трансформатора, включая витковые замыкания в обмотках - продольная дифференциальная токовая защита с циркулирующими токами, действует без выдержки времени на полную остановку блока.
2) От замыканий внутри бака маслонаполненного трансформатора, сопровождающихся выделением газа - газовая защита, с двумя ступенями действия, без выдержки времени, на полный останов блока и пожаротушение.
5.5. Резервные защиты трансформатора
От внешних коротких замыканий на землю в сети с заземленной нейтралью - токовая защита нулевой последовательности с независимой выдержкой времени. Имеются две ступени выдержки. Первая ступень - ускорения, действует на полный останов блока; вторая ступень - на отключение секционного выключателя. Второй комплект защиты также состоит из двух ступеней. Первая ступень действует на отключение выключателя высшего напряжения, вторая ступень - на остановку турбины.
5.6. Расчет уставок защит
5.6.1. Продольная дифференциальная токовая защита генератора
Защита выполняется трехфазной, трехрелейной с реле типа ДЗТ-11/5, имеющим рабочую обмотку Wраб=144 витка. Для защиты используются трансформаторы тока, установленные на линейных выводах генератора. Максимальное значение первичного тока небаланса
в установившемся режиме протекания через трансформаторы тока внешнего максимального тока 
, (5.1) где
- коэффициент однотипности трансформаторов тока;
- полная погрешность трансформаторов тока.
определяется максимальным током внешнего КЗ:
Рабочая магнито-движущая сила (МДС)
определяется при протекании по рабочей обмотке тока небаланса:
, (5.2) где
- коэффициент отстройки;
- коэффициент трансформации трансформатора тока со стороны линейных выводов генератора;
- число используемых витков рабочей обмотки.
Тормозная МДС
определяется по формуле апроксимации:
Вторичное значение тока тормозной обмотки:
Число витков тормозной обмотки:
Целое число витков тормозной обмотки:
Чувствительность рассматриваемой защиты не проверяется, так как она обеспечивается с большим запасом.
5.6.2. Защита напряжения и третьей гармоники без зоны нечувствительности ЗЗГ-1
Защита подключена к трансформатору напряжения со стороны линейного вывода и от трансформатора напряжения со стороны выводов нейтрали. Защита содержит два органа: максимальное реле напряжения первой гармоники и реле напряжения третьей гармоники, именуемое реле торможения.
В условиях проектирования определение параметров не производится, так как они не влияют на выбор аппаратуры. Защита действует с независимой выдержкой времени около 0,5 секунд.
5.6.3. Одноступенчатая дистанционная защита с независимой выдержкой времени
Для защиты используется одно из трех реле сопротивления, блок реле типа КРС-2. Реле включается на разность фазных токов от трансформаторов тока, установленных на стороне нулевых выводов, и на межфазное напряжение от трансформатора напряжения, установленного на выводах генератора.
Сопротивление срабатывания защиты. При использовании круговой характеристики сопротивления срабатывания защиты
при угле максимальной чувствительности определяется по выражению:
, (5.3) где
- коэффициент отстройки;
- коэффициент возврата реле;
- угол максимальной чувствительности;
- в соответствии с 
.
, (5.4) где
- минимальное значение первичного межфазного напряжения в месте установки защиты;
- максимальное значение первичного тока генератора.
5.6.4. Токовая защита обратной последовательности с интегрально-зависимой характеристикой
Защита осуществляется с одним фильтр-реле тока обратной последовательности типа РТФ-6М, которое содержит следующие элементы:
1) пусковой орган без выдержки времени, обеспечивающий пуск и возврат интегрального органа;
2) интегральный орган с интегрально-зависимой выдержкой времени.
Защита с РТФ-6М выполняется с двумя ступенями выдержки времени. Отключение выключателя высшего напряжения производится первой ступенью.
3) орган “отсечка I ”, срабатывающий без выдержки времени;
4) орган “отсечка II ”, срабатывающий без выдержки времени;
5) сигнальный орган, срабатывающий без выдержки времени.
Первичный ток срабатывания пускового органа выбирается по условию обеспечения надежного пуска интегрального органа при максимальной выдержке последнего, равной 600 секунд, что примерно соответствует
:
Расчет параметров срабатывания интегрального органа сводится к определению уставки А и выбору исполнения реле РТФ-6М.
А - постоянная величина, устанавливаемая заводом-изготовителем и равная допустимой длительности тока обратной последовательности в статоре, равного номинальному току статора. Для турбогенераторов до 1000 МВт значение А=5-10 секунд укладывается в диапазон первого исполнения реле РТФ-6М.
Первичный ток срабатывания органа “отсечка I” выбирается из условий согласования с защитами, установленными в сети. Первичный ток срабатывания органа “отсечка II” по условиям деления принимается равным:
Первичный ток срабатывания органа “отсечка II” из условий достаточной чувствительности при двухфазном коротком замыкании на выводах генератора в сверхпереходном режиме и определяется по выражению:
(5.5) где
- ток обратной последовательности при двухфазном коротком замыкании на выводах генератора;
- коэффициент чувствительности. Выдержка времени органа “отсечка II” выбирается по условию согласования с основными защитами генератора.
Первичный ток срабатывания сигнального органа принимается равным:
5.6.5. Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени
Защита осуществляется токовым реле с высоким коэффициентом возврата типа РТВК и реле времени и действует на сигнал.
Ток срабатывания защиты:
где
- коэффициент отстройки;
- коэффициент возврата реле РТВК. Выдержка времени согласуется с защитами, действующими на отключение.
5.6.6. Токовая защита с двумя ступенями интегрально-зависимой выдержки времени
Защита осуществляется с помощью блока-реле РЗР-1М. Блок-реле содержит следующие элементы:
1) входное преобразовательное устройство;
2) сигнальный орган, срабатывающий без выдержки времени;
3) пусковой орган, срабатывающий без выдержки времени;
4) интегральный орган, действующий с двумя ступенями выдержки времени в зависимости от накопления тепла в обмотке возбуждения при перегрузке и охлаждения после перегрузки.
Во входном преобразующем устройстве настройка осуществляется так, чтобы:
, где
- вторичный номинальный ток ротора, равный 
;
- первичный номинальный ток ротора;
- коэффициент трансформации;
- номинальный ток устройства РЗР, равный 2,5 А. Сигнальный орган. Диапазон регулировки уставки 1,0 - 1,2 номинального тока возбуждения. Рекомендуемая уставка 1,05. Выдержка времени 10 с.
Пусковой орган. Диапазон регулировки уставки 1,05 - 1,25 от номинального тока возбуждения. Рекомендуемая уставка 1,1.
Интегральный орган. Изменение уставок интегрального органа не производится.
5.6.7. Максимальная защита напряжения с независимой выдержкой времени
В качестве пускового органа используется реле напряжения РН-58/200 с коэффициентом возврата
. Для блокировки защиты используется реле тока типа РТ-40/Р. Реле напряжения включается на межфазное напряжение трансформатора напряжения на выводах генератора. Напряжение срабатывания пускового органа принимается:
Первичный ток срабатывания блокирующего реле:
:
Выдержка времени
.5.6.8. Поперечная дифференциальная защита
Для защиты от витковых замыканий в обмотке статора с двумя параллельными ветвями применяют односистемную поперечную дифференциальную защиту, реагирующую на разность суммарных токов трех фаз в указанных параллельных ветвях.
Эта защита реагирует на замыкания между ветвями одной фазы, между ветвями разных фаз и между витками одной ветви.
Защита выполняется на токовом реле типа РТ-40 с фильтром высших гармоник.
Ток срабатывания защиты при проектировании, принимается:
Ток срабатывания на входе реле:
, (5.6) где
- коэффициент трансформации трансформатора тока принимается равным 1500/5.
5.6.9. Защита от потери возбуждения
Защита, реагирующая на сопротивление на выводах генератора, выполняется с помощью реле сопротивления с круговой характеристикой.
Для предотвращения срабатываний реле при нарушениях синхронизма его круговая характеристика смещается. Это смещение принимается равным:
с тем, чтобы обеспечить срабатывание реле при асинхронном режиме турбогенератора с полной нагрузкой и замкнутой накоротко обмоткой ротора. Диаметр окружности характеристики принимается равным:
Угол максимальной чувствительности:
. Для отстройки от срабатываний при нарушении динамической устойчивости и асинхронном ходе в системе защита выполняется с выдержкой времени 1 - 2 с.
Для защиты от потери возбуждения используется второе реле сопротивления комплекта КСР-2 (на первом выполняется дистанционная защита от симметричных КЗ). Оно включается на разность токов
и напряжение 
. Для предотвращения излишних срабатываний при внешних несимметричных КЗ в ее выходной цепи предусматривается блокировка от сигнального органа ступенчатой токовой защиты обратной последовательности.
5.6.10. Продольная дифференциальная защита трансформатора
Защита ДЗТ-21 предусматривается на трансформаторах блоков в качестве основной защиты от всех видов КЗ. Обладает высокой чувствительностью
благодаря применению для отстройки от токов включения сочетания время-импульсного принципа и торможения током второй гармоники. Комплектно с защитой ДЗТ-21 могут поставляться два типа автотрансформаторов для расширения диапазона выравнивания токов плеч защиты. Расчет защиты начинается с определения номинальных токов защищаемого трансформатора во вторичных цепях трансформаторов тока по выражению:
, (5.7) где
- номинальный ток трансформатора;
- коэффициент схемы;
- коэффициент трансформации трансформаторов тока, равен 2000/1. Тогда номинальный ток трансформатора:
Так как значение
для плеча защиты выходит за пределы диапазона номинальных токов трансформатора тока (2,5 - 5 А) более чем на 0,5 А, то в этом плече необходима установка повышающего автотрансформатора с 
.
Коэффициент трансформации автотрансформатора:
, (5.8) где
- номинальный ток ответвления, присоединяемого к защите 
.
Ток, подающийся на защиту:
Для плеча защиты выбираем ответвление № 6 с
. Минимальный ток срабатывания защиты определяется по выражению:
Номинальный ток трансформатора во вторичных цепях со стороны генераторного напряжения равен:
Для плеча защиты выбираем ответвление № 3 с
.
Номинальный ток трансформатора во вторичных цепях со стороны ТСН:
В этом плече необходима установка понижающего автотрансформатора с
;
Для плеча защиты выбираем ответвление № 3 с
. Выбираем уставку реле
. В защите трансформаторов блоков используется одна цепь процентного торможения. При этом ответвление трансформатора тока ТТ1 выбирается по условию:
. Выбираем ответвление № 4 с
. Для трансформатора тока при одной цепи торможения:
Для выбора уставки коэффициента торможения определяется расчетный ток небаланса:
(5.9) Составляющая
обусловлена погрешностями трансформаторов токов и рассчитывается по выражению:
, (5.10) где
- коэффициент, учитывающий переходный процесс;
- коэффициент однотипности трансформаторов тока;
- относительное значение полной погрешности трансформаторов тока;
Ток
обусловлен неточностью выравнивания токов в плечах защиты.
, (5.11) где
- расчетное значение номинального тока ответвления;
- номинальный ток выбранного ответвления;
- коэффициент токораспределения.
Коэффициент торможения равен:
5.6.11. Газовая защита
Используется реле типа РГЧЗ-66. Газовое реле содержит два элемента - сигнальный и отключающий. Сигнальный элемент срабатывает при повреждениях, сопровождающихся слабым газообразованием после накопления определенного объема газа в реле. При значительном повреждении, вызывающем бурное выделение газа, повышается давление внутри бака и создается переток масла в сторону расширителя, воздействующий на отключающий элемент. Последний срабатывает при превышении заданной скорости потока масла. При этом газ из бака трансформатора попадает в газовое реле и вызывает срабатывание сигнального элемента позже действия отключающего элемента.
5.6.12. Токовая защита нулевой последовательности с независимой выдержкой времени
Защита выполняется двухступенчатой с двумя комплексами токовых защит с разными значениями тока срабатывания. Каждый комплект выполняется с одним реле тока, присоединенными к трансформатору тока в цепи заземления трансформатора, и реле времени с двумя выдержками времени.
Первичный ток срабатывания комплекта I выбирается по меньшему из двух условий:
где
- минимальный первичный ток срабатывания защиты линий;
- коэффициент токораспределения. Выдержка времени для действия по цепи ускорения
сек. Выдержка времени на деление принимается большей из рассчитанных по двум условиям:
;
. Выдержка времени первой ступени комплекта II:
. Выдержка времени второй ступени комплекта II:
. Коэффициент чувствительности:
