Проектирование электрической части конденсационной электростанции 1200 МВт: Комплексный подход к выбору схем, расчету КЗ и обоснованию оборудования

Современные конденсационные электростанции (КЭС) играют ключевую роль в стабильности и развитии энергосистем. С их установленной мощностью, достигающей нескольких миллионов киловатт, и отдельными энергоблоками до 1200 МВт, они не просто генерируют электроэнергию, но и выступают в роли связующего звена, обеспечивая переток мощности и поддерживая баланс между различными частями системы. Проектирование электрической части такой станции — это многогранная задача, требующая глубоких инженерных знаний, скрупулезных расчетов и строгого следования нормативным требованиям.

Настоящая курсовая работа ставит своей целью разработку и расчет электрической части КЭС мощностью 1200 МВт. Мы последовательно пройдем все этапы этого сложного процесса: от выбора оптимальных электрических схем распределительных устройств (РУ) высшего и среднего напряжения и детального проектирования системы электроснабжения собственных нужд, до исчерпывающего расчета токов короткого замыкания и обоснованного выбора каждого элемента электрооборудования. Особое внимание будет уделено актуальной нормативной базе и технико-экономическому анализу, что позволит не только создать функциональный, но и экономически эффективный проект, полностью готовый к защите в техническом вузе.

Общие принципы проектирования КЭС и выбор главной электрической схемы

Представьте себе сердце огромной энергосистемы – именно такую роль часто выполняют конденсационные электростанции. Эти гигантские сооружения, способные генерировать миллионы киловатт, не просто производят электричество, но и обеспечивают жизненно важные связи, перекачивая энергию между регионами и стабилизируя общую сеть. Их расположение, как правило, вблизи источников топлива и вдали от крупных потребителей, диктует необходимость выдачи всей выработанной мощности, за вычетом собственных нужд, в сеть повышенного напряжения, что накладывает особые требования на структуру их электрической части. Какие же принципы лежат в основе этой сложной архитектуры?

Роль КЭС в энергосистеме и общие характеристики

Конденсационные электростанции, или КЭС, — это тепловые электростанции, основным назначением которых является выработка электрической энергии для потребителей энергосистемы. В отличие от ТЭЦ, КЭС не утилизируют тепло отработанного пара для теплоснабжения, сосредоточившись исключительно на производстве электроэнергии. Именно поэтому они часто выступают в роли «базовых» электростанций, несущих основную нагрузку в энергосистеме и обеспечивающих её стабильность на протяжении большей части суток. Это ключевой аспект, который определяет требования к их бесперебойной работе.

Современные КЭС характеризуются огромной мощностью. Отдельные энергоблоки могут достигать 500, 800, 1000 и даже 1200 МВт, а общая установленная мощность одной станции порой превышает несколько миллионов киловатт. Такая масштабность обуславливает их критически важную роль в энергосистеме: КЭС не только удовлетворяют постоянно растущие потребности в электроэнергии, но и осуществляют связь между несколькими электростанциями, способствуя перетоку мощности и поддержанию необходимого уровня частоты и напряжения. Их бесперебойная работа является залогом надежного функционирования всей энергетической инфраструктуры, ведь любой сбой может привести к каскадным отключениям.

Основные требования к главной электрической схеме

Выбор главной электрической схемы — это фундаментальный этап проектирования, определяющий буквально всю архитектуру электрической части станции. От того, насколько грамотно она будет спроектирована, зависит не только её текущая эксплуатация, но и перспективы развития. К главным схемам КЭС предъявляются строгие, взаимосвязанные требования:

• Надежность: Это краеугольный камень любого энергетического объекта. Надежность означает способность электроустановки бесперебойно обеспечивать потребителей электроэнергией нормированного качества. Она оценивается такими показателями, как частота и продолжительность нарушений электроснабжения, а также относительная величина аварийного резерва. Для КЭС, как базовых станций, это особенно критично, поскольку сбои могут привести к обесточиванию огромных территорий и целых промышленных кластеров, что чревато колоссальными экономическими потерями.
• Гибкость (оперативная гибкость): Схема должна легко адаптироваться к изменяющимся условиям работы – как в процессе эксплуатации, так и при возможном расширении станции. Это включает в себя ремонтопригодность – возможность вывода оборудования РУ в ремонт без нарушения нормальной работы присоединений или, по крайней мере, с минимальными ограничениями. Например, повреждение или отказ любого выключателя не должны приводить к нарушению транзита через шины электростанции, а тем более к отключению более одной цепи транзита, если он состоит из двух параллельных цепей.
• Удобство эксплуатации: Простота управления, обслуживания и диагностики оборудования сокращает операционные издержки и повышает безопасность персонала.
• Экономичность: Проектные решения должны быть обоснованы с экономической точки зрения, минимизируя капитальные затраты и эксплуатационные расходы, но без ущерба для надежности и безопасности.

Отключение линий электропередачи должно производиться не более чем двумя выключателями, а энергоблоков и трансформаторов собственных нужд — не более чем тремя выключателями РУ каждого напряжения. Эти нормативы направлены на минимизацию объема отключений при локальных авариях.

Принципы блочного построения КЭС

Современные КЭС, особенно высокомощные, строятся по так называемому блочному принципу. Это означает, что каждый основной технологический агрегат – котёл, турбина, генератор и трансформатор – объединен в единый энергетический блок. Ключевая особенность такого подхода в электрической части заключается в отсутствии сборных шин на генераторном напряжении. Генератор напрямую связан с повышающим трансформатором, который, в свою очередь, присоединяется к распределительному устройству высшего напряжения.

Схема «котёл — турбина — генератор — трансформатор без сборных шин на генераторном напряжении» обеспечивает высокую надежность и экономичность, так как исключает коммутационную аппаратуру на стороне генераторного напряжения, снижая потери и упрощая схему. Энергоблоки, как правило, присоединяются через отдельные трансформаторы и выключатели на стороне повышенного напряжения, что позволяет независимо управлять каждым блоком и выводить его в ремонт без остановки всей станции.

Этот блочный подход также обеспечивает изоляцию аварийных режимов. Короткое замыкание в одном блоке не должно приводить к отключению других, что значительно повышает общую устойчивость и надежность работы КЭС в составе энергосистемы. Следовательно, блочный принцип – это не просто конструктивное решение, а фундаментальный подход к обеспечению живучести всей станции.

Электрические схемы распределительных устройств (РУ) высшего и среднего напряжения

Выбор оптимальной электрической схемы распределительного устройства (РУ) для КЭС мощностью 1200 МВт — это сложная инженерная задача, которая требует глубокого анализа множества факторов: от номинального напряжения и числа присоединений до требований по ограничению токов короткого замыкания и перспектив развития станции. На современных КЭС выдача электроэнергии осуществляется на весьма высоких напряжениях — 220, 330, 500, а иногда и 750 кВ, что требует применения специфических и надежных схем РУ.

Обзор типовых схем РУ для высоких напряжений

Высоковольтные распределительные устройства являются ключевым звеном, связывающим электростанцию с энергосистемой. Их структурная электрическая схема напрямую зависит от состава оборудования (количества генераторов, трансформаторов), распределения генерируемой мощности и нагрузки между РУ различных напряжений, а также от наличия и типа связей между этими РУ.

Для напряжений 110–220 кВ, которые часто используются для выдачи мощности со средних и крупных КЭС, применяются разнообразные схемы. Среди них можно выделить:

• Схема с одной секционированной системой шин: Эта схема обеспечивает достаточно высокую надежность и экономичность. Секционирование шин позволяет ограничить токи короткого замыкания и выделить поврежденный участок без полного обесточивания РУ. При напряжении 220 кВ одна система шин секционируется, если число присоединений достигает 12–15 или при установке трансформаторов мощностью более 125 МВА.
• Схема «Две рабочие и обходная система шин, с одним выключателем на цепь» (схема 110-13): Это одна из наиболее распространенных и надежных схем для РУ 110–220 кВ электростанций при числе присоединений до 12 и подстанций при 7–15 присоединениях. Она обеспечивает высокую оперативную гибкость, позволяя выводить в ремонт любой выключатель без отключения соответствующего присоединения, используя обходную систему шин. Однако, её эксплуатация может быть несколько усложнена большим количеством операций разъединителями.
• Схемы с двумя системами шин и двумя выключателями на присоединение: Эти схемы обладают максимальной надежностью, поскольку отказ одного выключателя не приводит к отключению присоединения. Однако они являются наиболее дорогостоящими из-за удвоенного количества выключателей.
• Полуторные схемы: Компромисс между надежностью и стоимостью, где на три присоединения приходится два выключателя. Обладают высокой гибкостью и ремонтопригодностью.
• Схемы многоугольников (четырехугольника, шестиугольника): Эти схемы характеризуются высокой надежностью, так как каждое присоединение имеет два пути питания и два выключателя. Отказ одного выключателя не приводит к отключению присоединения. Часто используются для особо ответственных присоединений или в сетях 330 кВ и выше.

Особенности схем РУ для КЭС 1200 МВт

Для столь мощных станций, как КЭС 1200 МВт, ключевым становится не только надежность, но и эффективное управление сверхвысокими токами короткого замыкания (КЗ). Структурная схема РУ должна быть спроектирована с учетом не только текущего состава оборудования, но и перспектив расширения станции.

Важным аспектом является секционирование шин. При большом числе присоединений (12–16 и более) в РУ 110–220 кВ секционирование одной или обеих систем шин становится необходимостью для ограничения токов КЗ. Это позволяет разделить РУ на несколько независимых секций, каждая из которых имеет свой выключатель. В случае короткого замыкания на одной секции, оно изолируется, не затрагивая остальные.

Для напряжений 330–750 кВ, где стоимость оборудования особенно высока, допускается объединение двух блоков с отдельными трансформаторами под один общий выключатель. Это позволяет снизить капитальные затраты, но требует тщательного анализа влияния на надежность и ремонтопригодность.

Применение трансформаторов с расщепленными обмотками

Одной из эффективных мер по снижению токов короткого замыкания, особенно в сети генераторного напряжения, является применение трансформаторов с расщепленными обмотками. В таких трансформаторах вторичная обмотка (или обмотка НН) разделена на несколько параллельных частей, каждая из которых имеет свою собственную магнитную связь с первичной обмоткой, но ослабленную магнитную связь с другими расщепленными частями вторичной обмотки.

Это «расщепление» приводит к увеличению индуктивного сопротивления между секциями обмотки НН, что эффективно ограничивает ток КЗ при его возникновении на одной из секций. В результате, ток КЗ, протекающий от генератора через трансформатор, значительно снижается, что позволяет выбирать аппаратуру с меньшей отключающей способностью и повышает общую устойчивость системы. Ведь снижение токов КЗ – это прямое уменьшение нагрузки на оборудование и повышение общей безопасности.

Важно отметить, что блочные двухобмоточные трансформаторы обычно принимаются без регулирования напряжения под нагрузкой. Однако, трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы, которые часто используются для связи РУ различных классов напряжения, должны иметь устройство регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) на одном из повышенных напряжений (ВН или СН) для поддержания стабильного уровня напряжения в энергосистеме.

Обоснование выбора электрической схемы РУ для конкретного проекта (1200 МВт)

Для КЭС мощностью 1200 МВт, с учетом её стратегической роли в энергосистеме и высоких требований к надежности, гибкости и экономичности, выбор схемы РУ ВН/СН должен быть тщательно обоснован. Примем, что наша КЭС выдает мощность на двух уровнях напряжения: 220 кВ и 500 кВ, что является типичным решением для станций такого масштаба.

Для РУ 220 кВ, учитывая значительное число присоединений (например, 8-10 линий электропередачи и 2-4 связи с РУ 500 кВ), а также необходимость ограничения токов КЗ, оптимальным выбором представляется схема «Две рабочие и обходная система шин, с одним выключателем на цепь» (схема 110-13). Эта схема, как было отмечено, обеспечивает высокую надежность при относительно небольшом количестве выключателей, что снижает капитальные затраты по сравнению со схемами с двумя выключателями на присоединение. Её эксплуатационная гибкость позволяет проводить ремонт выключателей без отключения присоединений, что критически важно для базовой станции. Для дополнительного ограничения токов КЗ, а также для повышения гибкости, обе рабочие системы шин могут быть секционированы.

Для РУ 500 кВ, где требования к надежности еще выше, а токи КЗ достигают максимальных значений, целесообразно рассмотреть полуторную схему (схема «Полторы системы шин») или схему шестиугольника. Полуторная схема, при которой на два присоединения приходится три выключателя, обеспечивает очень высокую надежность: при отказе любого выключателя присоединение остается в работе. Схема шестиугольника, обеспечивающая максимальную надежность за счет двух выключателей на каждое присоединение, также может быть рассмотрена, если технико-экономические расчеты покажут её обоснованность. Для станции мощностью 1200 МВт, с учетом большого количества мощных энергоблоков, применение таких высоконадежных схем оправдано.

Важно также учитывать перспективу расширения станции. Выбранная схема должна предусматривать возможность добавления новых присоединений (например, дополнительных линий электропередачи или энергоблоков) без существенной перестройки РУ. Это обеспечивается, например, за счет выбора схемы с обходной шиной или достаточным количеством свободных ячеек.

Использование трансформаторов с расщепленными обмотками на генераторном напряжении является обязательным для ограничения токов КЗ. Для связи с РУ 500 кВ целесообразно использовать автотрансформаторы с РПН, что позволит эффективно управлять напряжением в энергосистеме.

Таким образом, для КЭС мощностью 1200 МВт рекомендуется комбинированный подход: схема 110-13 с секционированными шинами для РУ 220 кВ и полуторная схема или схема шестиугольника для РУ 500 кВ, что обеспечит оптимальный баланс надежности, гибкости, управляемости токами КЗ и экономической эффективности.

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) и его влияние на проектирование

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) — это не просто формальность, это один из краеугольных камней проектирования электрической части любой электростанции, особенно такой мощной, как КЭС на 1200 МВт. Без точного определения этих критических значений невозможно обеспечить безопасную и надежную работу оборудования, а также корректную настройку релейной защиты.

Цели и виды расчетов токов КЗ

Короткое замыкание — это аварийный режим работы электрической сети, характеризующийся резким увеличением тока и падением напряжения в месте повреждения. Последствия КЗ могут быть катастрофическими: от повреждения оборудования из-за перегрева (термическое действие) и механических деформаций (электродинамическое действие) до нарушения устойчивости электростанций и полного обесточивания потребителей.

Именно поэтому расчет токов КЗ является обязательным на всех этапах проектирования и эксплуатации электроустановок и преследует несколько ключевых целей:

1. Выбор и проверка электрических аппаратов: Все выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения, а также токоведущие части должны быть выбраны таким образом, чтобы выдерживать термические и электродинамические нагрузки, возникающие при КЗ.
2. Выбор параметров срабатывания релейной защиты: Устройства релейной защиты должны быть настроены на быстрое и селективное отключение поврежденных участков сети, что возможно только при знании максимальных и минимальных значений токов КЗ.
3. Обеспечение устойчивости энергосистемы: Высокие токи КЗ могут привести к потере устойчивости генераторов, что, в свою очередь, может вызвать каскадные аварии. Расчеты помогают оценить влияние КЗ на устойчивость и разработать меры по её повышению.
4. Определение максимальных и минимальных значений токов:
   • Максимальные токи КЗ необходимы для проверки оборудования на термическую и электродинамическую стойкость, а также для выбора отключающей способности выключателей.
   • Минимальные токи КЗ важны для обеспечения чувствительности релейной защиты и определения возможности ее срабатывания при различных видах повреждений (особенно однофазных).

В практических расчетах часто используются приближенные инженерные методы, допускающие погрешность в 5–10% для выбора и проверки оборудования. Эти методы обычно определяют начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ, начальное значение апериодической составляющей и ударный ток КЗ, упрощая при этом внешнюю сеть и игнорируя токи намагничивания трансформаторов.

Нормативная база и схемы замещения

При выполнении расчетов токов КЗ необходимо строго следовать действующей нормативной документации. В Российской Федерации это, прежде всего, ГОСТ Р 52735-2007 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ» и РД 153-34.0-20.527-98 «Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования». Эти документы регламентируют подходы, допущения и методики расчетов.

Исходными данными для расчета токов КЗ является подробная первичная схема электрических соединений с указанием всех параметров оборудования (мощности генераторов, трансформаторов, длины и марки линий, сопротивления). На основе этой схемы составляются схемы замещения прямой последовательности.

В схеме замещения источники питания (генераторы, внешняя энергосистема) замещаются источниками ЭДС за их комплексными сопротивлениями (индуктивными, активными). Пассивные элементы (трансформаторы, линии электропередачи, реакторы) замещаются комплексными сопротивлениями. Для анализа несимметричных коротких замыканий (однофазных, двухфазных на землю) также используются схемы замещения обратной и нулевой последовательностей.

При расчетах токов КЗ необходимо учитывать влияние каждой комплексной нагрузки, если ток в месте КЗ от этой нагрузки составляет не менее 5% тока, определенного без учета нагрузки. Это означает, что электродвигатели и другие активные нагрузки могут вносить существенный вклад в ток КЗ, особенно на начальной стадии. Однако, для упрощения расчетов в распределительных сетях 6–10 кВ принято не учитывать переходное сопротивление в месте КЗ, рассматривая все повреждения как «металлические», то есть с нулевым сопротивлением в точке КЗ. Также, если время действия защиты превышает 0,3 с, подпитка от асинхронных электродвигателей может не учитываться, так как их ток быстро затухает.

Методы расчета токов КЗ

Выбор метода расчета токов КЗ зависит от сложности электрической схемы:

1. Аналитический способ для малоконтурных схем:
   Для относительно простых, малоконтурных расчетных схем (например, схемы с радиальным питанием или небольшим количеством параллельных ветвей) рекомендуется аналитический способ. Он основан на упрощении схемы замещения до элементарного вида, состоящего из результирующей эквивалентной ЭДС и эквивалентного сопротивления относительно точки КЗ. При этом используются общепринятые правила:
   • Последовательное соединение сопротивлений: Суммарное сопротивление равно сумме сопротивлений каждого элемента: Z_общ = Z₁ + Z₂ + … + Z_n.
   • Параллельное соединение сопротивлений: Для двух сопротивлений Z_общ = (Z₁ · Z₂) / (Z₁ + Z₂). Для нескольких: 1/Z_общ = 1/Z₁ + 1/Z₂ + … + 1/Z_n.
   • Метод эквивалентирования источников энергии: Все источники ЭДС приводятся к одному эквивалентному источнику, а сопротивления – к одному эквивалентному сопротивлению.

   Пример:
   Рассмотрим упрощенный случай, где генератор (G) с сопротивлением Z_G подключен к трансформатору (T) с сопротивлением Z_T, который питает шины, где произошло КЗ.
   Эквивалентное сопротивление до точки КЗ: Z_экв = Z_G + Z_T.
   Ток КЗ: I_КЗ = E_G / Z_экв, где E_G — ЭДС генератора.
   Разумеется, в реальных расчетах все сопротивления комплексные, и расчеты ведутся с учетом активных и реактивных составляющих.

2. Метод узловых напряжений или метод контурных токов для многоконтурных схем:
   Расчет токов КЗ в сложных, многоконтурных расчетных схемах, характерных для мощных КЭС и развитых энергосистем, становится крайне трудоемким при ручном аналитическом подходе. В таких случаях настоятельно рекомендуется использовать специализированное программное обеспечение и алгоритмы, основанные на:
   • Методе узловых напряжений: Формируется система уравнений, где неизвестными являются напряжения в узлах схемы. Этот метод эффективен для систем с большим числом узлов.
   • Методе контурных токов: Формируется система уравнений, где неизвестными являются токи в независимых контурах схемы. Этот метод предпочтителен для систем с большим числом ветвей.

   Эти методы позволяют учесть сложную топологию сети, взаимные индуктивности, неоднородность источников и нагрузок, предоставляя высокоточные результаты.

Учет специфики КЭС 1200 МВт при расчетах КЗ

На КЭС мощностью 1200 МВт токи короткого замыкания достигают очень высоких значений из-за большой установленной мощности генераторов и их тесной связи с энергосистемой. Это накладывает особые требования на:

• Выбор оборудования: Коммутационная аппаратура (выключатели) должна обладать высокой отключающей способностью, а шины и токопроводы — значительной термической и электродинамической стойкостью.
• Меры по ограничению токов КЗ: Помимо применения трансформаторов с расщепленными обмотками, могут использоваться:
  • Реакторы: Установка токоограничивающих реакторов в цепях генераторов или отходящих линий позволяет искусственно увеличить индуктивное сопротивление и снизить ток КЗ.
  • Секционирование шин: Как уже упоминалось, разделение сборных шин на несколько секций с помощью секционных выключателей (которые в нормальном режиме могут быть разомкнуты) ограничивает распространение тока КЗ.
  • Особые схемы РУ: Использование полуторных схем или схем многоугольников также способствует ограничению токов КЗ благодаря распределению нагрузок и наличию нескольких путей.
• Детальный учет подпитки: На столь мощных станциях вклад подпитки от синхронных и асинхронных двигателей собственных нужд в ток КЗ может быть весьма существенным и требует тщательного учета, особенно при расчете начальных и ударных токов.

Таким образом, расчет токов КЗ для КЭС 1200 МВт — это не просто механическое применение формул, а комплексный анализ, который позволяет сформировать надежную, безопасную и эффективную электрическую часть станции.

Электроснабжение собственных нужд (СН) КЭС

Система электроснабжения собственных нужд (СН) — это кровеносная система любой электростанции, обеспечивающая работу всех вспомогательных механизмов и систем, без которых невозможно функционирование основного оборудования. Надежность работы КЭС, особенно такой мощной, как 1200 МВт, напрямую зависит от надежности и устойчивости её СН. Любой сбой в этой системе может привести к аварийному останову станции, а значит, и к обесточиванию потребителей.

Требования к надежности электроснабжения СН

Потребители собственных нужд электростанций относятся к I категории по ПУЭ 1-2-27, что означает критическую важность их электроснабжения. Это требует наличия не менее двух независимых источников питания и допускает перерыв питания лишь на время действия автоматического ввода резерва (АВР). В случае КЭС, где бесперебойность работы имеет стратегическое значение, эти требования ужесточаются.

Особая группа (или нулевая категория) электроприемников выделяется из состава первой категории. К ней относятся механизмы, которые необходимы для безаварийного останова производства, предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего оборудования. Согласно ПУЭ 7, эта группа требует дополнительного питания от третьего независимого взаимно резервирующего источника. Примером таких потребителей являются системы аварийной смазки турбин, системы пожаротушения, аварийное освещение, системы контроля и управления.

Для АЭС, а по аналогии и для КЭС с высокими требованиями к безопасности (например, с энергоблоками большой мощности), целесообразно разделение электроприемников собственных нужд на три группы по надежности питания в пределах I категории по ПУЭ:

1. Ответственные блочные потребители: Питаются от рабочих трансформаторов СН каждого блока с резервированием от резервных трансформаторов СН.
2. Ответственные общестанционные потребители: Питаются от общестанционных секций СН с резервированием.
3. Особо ответственные (нулевая категория): Имеют дополнительное питание от независимого третьего источника (например, дизель-генераторной установки или аккумуляторных батарей).

Такое деление обеспечивает многоуровневое резервирование и максимальную устойчивость системы СН.

Схемы питания и резервирования СН

Система СН КЭС мощностью 1200 МВт обычно имеет двухуровневую структуру: рабочее питание от блочных трансформаторов СН и резервное питание от резервных трансформаторов СН.

Рабочие трансформаторы собственных нужд блочных ТЭС (и КЭС) присоединяются отпайкой от энергоблока, как правило, между генератором и повышающим трансформатором блока. Это обеспечивает их питание непосредственно от генератора, что минимизирует потери и повышает эффективность.

Мощность рабочего трансформатора СН выбирается исходя из максимальной мощности блочной нагрузки (насосы, вентиляторы, мельницы) с учетом доли общестанционной нагрузки, подключенной к секциям блока. Количество секций СН в блочной части КЭС и их мощность выбираются таким образом, чтобы обеспечить необходимую надежность и оперативную гибкость. Например, при выходе из строя одной секции, остальные должны иметь возможность принять на себя её нагрузку, либо быть обеспеченными резервированием.

Резервирование питания секций собственных нужд осуществляется от спаренных резервных магистралей 6 кВ, которые, в свою очередь, связаны с резервными трансформаторами собственных нужд. Эти резервные трансформаторы СН, в отличие от рабочих, должны присоединяться к сборным шинам повышенного напряжения, которые имеют связь с энергосистемой по линиям ВН. Это критически важно на случай аварийного отключения всех генераторов электростанции, когда рабочие трансформаторы СН теряют питание. В таком случае, резервные трансформаторы обеспечивают питание СН от внешней сети.

При нарушении электроснабжения от рабочего источника (например, при КЗ на секции СН или отключении рабочего трансформатора) автоматически (под действием АВР) подается питание от резервного источника. Время срабатывания АВР должно быть минимальным, чтобы предотвратить нарушение технологических процессов.

Особенности проектирования РУ СН

Распределительное устройство собственных нужд (РУ СН) обычно выполняется с одной секционированной системой шин. Секционирование позволяет локализовать аварии и проводить ремонтные работы на одной секции без полного обесточивания РУ СН. Для ограничения токов КЗ в системе СН также могут применяться трансформаторы с расщепленной обмоткой.

Нагрузка низшего напряжения (0,4 кВ), питающая маломощные приводы, освещение и другие вспомогательные системы, резервируется от трансформаторов 6/0,4 кВ. Эти трансформаторы подключаются к секциям РУ собственных нужд 6 кВ. Важно, чтобы резервные трансформаторы 6/0,4 кВ питались от секций 6 кВ, от которых не питаются резервируемые ими рабочие трансформаторы. Это обеспечивает независимость источников и повышает надежность.

Альтернативные решения для СН мощных КЭС

Для электростанций с энергоблоками мощностью 300 МВт и более, а значит и для КЭС 1200 МВт, значительная часть мощных механизмов СН может иметь турбопривод. Речь идет, прежде всего, о питательных насосах, дутьевых вентиляторах и дымососах.

Использование турбопривода (то есть, привода от паровой турбины, использующей пар от основного котла) позволяет значительно снизить расход электроэнергии на собственные нужды, поскольку эти механизмы приводятся в действие не от электричества, а непосредственно от тепловой энергии. Это не только повышает экономичность станции, но и снижает нагрузку на электрическую систему СН, упрощая её проектирование и повышая общую надежность. Однако, турбоприводы требуют собственных систем регулирования и обслуживания. Таким образом, турбоприводы представляют собой эффективный путь к снижению операционных затрат и повышению автономности ключевых систем.

Выбор электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей

Выбор каждого элемента электрической схемы КЭС — от выключателя до изолятора — это критически важный этап, определяющий надежность, безопасность и долговечность всей станции. Все элементы распределительного устройства должны не только безупречно работать в нормальных режимах, но и обладать достаточной термической и электродинамической стойкостью при возникновении самых тяжелых коротких замыканий.

Общие принципы выбора оборудования

Основополагающий принцип выбора аппаратуры и токоведущих частей заключается в сравнении их номинальных параметров с рабочими и аварийными режимами эксплуатации:

1. По номинальному напряжению: Установленное рабочее напряжение (U_уст) должно быть меньше или равно номинальному напряжению выбранного аппарата (U_ном). Это обеспечивает надежную изоляцию и предотвращает пробой.
2. По номинальному току: Рабочий ток, протекающий через аппарат в длительном режиме (I_раб.дл), должен быть меньше или равен номинальному току аппарата (I_ном). Для токоведущих частей (шин, проводов) учитывается допустимый длительный ток, при котором температура проводника не превышает предельно допустимых значений.
3. По отключающей способности (для выключателей): Отключающая способность выключателя должна быть достаточной для разрыва максимального тока короткого замыкания в точке его установки.
4. По термической и электродинамической стойкости: Выбранные элементы должны выдерживать термическое и динамическое действие токов короткого замыкания без повреждений.

Проверка на термическую и электродинамическую стойкость

Эти два вида проверок являются ключевыми для обеспечения безопасности и надежности оборудования:

1. Электродинамическая стойкость: Характеризуется способностью аппарата или токоведущей части выдерживать без разрушений механические усилия, возникающие под действием ударных токов короткого замыкания. Эти усилия пропорциональны квадрату тока. Электродинамическая стойкость определяется наибольшим амплитудным значением сквозного тока короткого замыкания (номинального кратковременного выдерживаемого тока), равным 2,55 · I_НП, где I_НП — начальное действующее значение периодической составляющей нормированного тока КЗ. Этот ток определяет максимально возможные механические усилия. Для проверки жестких проводников и опорных конструкций на электродинамическую стойкость принимается трехфазное КЗ как наиболее тяжелый случай. На заводах-изготовителях аппараты испытывают, устанавливая для них предельный сквозной ток короткого замыкания (i_пр), который является амплитудным значением полного тока.
2. Термическая стойкость: Определяется способностью аппарата или проводника выдерживать без повреждений и перегрева термическое действие токов короткого замыкания определенной длительности. Она характеризуется номинальным кратковременно выдерживаемым током (током термической стойкости). Проверка на термическую стойкость может осуществляться двумя способами:
   • Сравнение расчетной температуры нагрева жил с допустимой: Используются специальные формулы, учитывающие параметры проводника, ток КЗ и его длительность.
   • Сравнение интеграла Джоуля: Расчетный интеграл Джоуля (количество теплоты, выделяемое в проводнике) сравнивается с допустимым значением, соответствующим односекундному току термической стойкости аппарата.

   Для аппаратов и проводников в цепях генераторов мощностью 60 МВт и более, а также в цепях блоков генератор-трансформатор такой же мощности, термическая стойкость проверяется при времени прохождения тока КЗ 4 с. Это связано с тем, что отключение КЗ в цепях генератора может занять продолжительное время из-за необходимости синхронизации с отключением турбины. При расчетной продолжительности КЗ до 1 с процесс нагрева проводников допустимо считать адиабатическим, то есть без теплообмена с окружающей средой.

Выбор выключателей, разъединителей, измерительных трансформаторов

• Выключатели: Являются основным коммутационным аппаратом. Выбираются по:
  • Номинальному напряжению (U_уст ≤ U_ном).
  • Номинальному току (I_раб.дл ≤ I_ном).
  • Отключающей способности: Выключатель должен быть способен отключить максимальный ток КЗ в точке его установки. Этот параметр является одним из наиболее критичных для мощных КЭС.

  Помимо этого, учитывается коммутационный ресурс, климатическое исполнение, тип (масляные, элегазовые, вакуумные) и другие факторы. Для РУ высоких напряжений (220 кВ и выше) предпочтение отдается элегазовым выключателям из-за их высокой надежности, безопасности и компактности.

• Разъединители: Предназначены для создания видимого разрыва электрической цепи при отсутствии тока. Выбираются по номинальному напряжению и току. Должны выдерживать термические и электродинамические нагрузки КЗ в положении «замкнуто».
• Измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН): Используются для измерения токов и напряжений, а также для питания цепей релейной защиты и автоматики. Выбираются по номинальному напряжению, номинальным токам (первичному и вторичному), классу точности и допустимой перегрузке по току для ТТ (для обеспечения работоспособности при КЗ).

Выбор токоведущих частей и изоляторов

Токоведущие части:

• Гибкие провода: В РУ 35 кВ и выше электростанций и подстанций обычно используются гибкие сталеалюминиевые провода марок АС или АСО. Стальной сердечник обеспечивает механическую прочность, а алюминиевые жилы – высокую проводимость.
• Полые алюминиевые провода (ПА): Применяются при напряжении 500 кВ и выше (750, 1150 кВ) для уменьшения коронного разряда и улучшения электрических характеристик.
• Жесткие шины: В некоторых конструкциях открытых распределительных устройств (ОРУ) часть или вся ошиновка и сборные шины могут выполняться жесткими из алюминиевых труб. Они обеспечивают высокую механическую прочность и эстетичный вид.
• Комплектные токопроводы: Для соединения генераторов и трансформаторов с закрытым или комплектным распредустройством 6–10 кВ (например, для собственных нужд) используются гибкие подвесные токопроводы, шинные мосты или закрытые комплектные токопроводы.
  • Комплектные токопроводы с литой изоляцией (например, марки ТКЛ): Предназначены для электрических соединений на электростанциях и подстанциях напряжением до 20 кВ, номинальным током до 12 кА. Они обладают высокой надежностью, компактностью и безопасностью.
  • Элегазовые токопроводы (ГИС – газоизолированные шины): Могут передавать мощность на классы напряжений от 110 кВ до 1200 кВ с номинальным током до 8000 А. Характеризуются высокой надежностью, пожаробезопасностью, отсутствием внешних загрязнений и компактностью, что особенно важно для ОРУ в стесненных условиях.

  Комплектные токопроводы выбирают по номинальным параметрам элемента электрической цепи и обязательно проверяют на электродинамическую стойкость по расчетному ударному току КЗ.

Электрические изоляторы:
Это приспособления для изоляции и закрепления токоведущих частей электроустановок, а также предотвращения пробоя проводки на землю. Выбор изоляторов осуществляется по следующим критериям:

• По сухоразрядному, мокроразрядному и пробивному напряжениям: Эти параметры характеризуют способность изолятора выдерживать электрические напряжения в различных условиях (сухой воздух, дождь, внутренний пробой).
• Механическая прочность: Изоляторы должны выдерживать механические нагрузки от проводов, шин и ветровые нагрузки.
• Материал изготовления:
  • Фарфор: Обладает высокими диэлектрическими показателями и хорошо выдерживает нагрузку на сжатие, но имеет большую массу, быстро загрязняются, бьются и ломаются.
  • Стекло: Также легко бьются, но их целостность можно проверить без отключения напряжения (осколок виден), они дешевле в изготовлении и легче фарфоровых.
  • Полимеры (композитные изоляторы): Обладают высокой механической прочностью, малым весом, устойчивостью к загрязнениям и вандализму. Все чаще применяются на новых объектах.

Выбор изоляторов для электроустановок до 35 кВ сводится к определению (по каталогам) типа изолятора с соответствующими номинальным напряжением и механической прочностью, в то время как для высоких и сверхвысоких напряжений требуется более детальный анализ с учетом условий эксплуатации.

Нормативные документы и технико-экономический анализ проектных решений

Проектирование электрической части конденсационной электростанции — это не только инженерное искусство, но и строго регламентированный процесс, подчиненный обширной нормативной базе. Соблюдение этих норм и стандартов является залогом безопасности, надежности и долговечности объекта. Помимо технической корректности, каждое проектное решение должно быть обосновано с экономической точки зрения, что требует проведения всестороннего технико-экономического анализа.

Обзор нормативной базы

Нормативная база для проектирования электрической части КЭС включает в себя целый комплекс документов, которые формируют стандарты и требования на всех этапах:

• Правила устройства электроустановок (ПУЭ): Это основной документ, регламентирующий требования к устройству электроустановок, электробезопасности, выбору оборудования, защите от перенапряжений и коротких замыканий, а также к организации собственных нужд. ПУЭ являются обязательными для всех организаций, осуществляющих проектирование, строительство, монтаж и эксплуатацию электроустановок.
• Ведомственные нормы технологического проектирования (ВНТП) и отраслевые стандарты (ОСТ): Эти документы разрабатываются для конкретных отраслей или типов объектов (например, для тепловых электростанций) и детализируют требования, изложенные в общих нормативных актах. Они учитывают специфику технологических процессов и оборудования.
• Государственные стандарты (ГОСТ): Определяют технические характеристики оборудования, методы испытаний, правила оформления документации. Ключевыми ГОСТами для расчетов коротких замыканий и проверки оборудования на стойкость являются:
  • ГОСТ Р 52735-2007 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ»: Этот стандарт устанавливает общие принципы и методики расчета токов короткого замыкания для высоковольтных установок.
  • ГОСТ 28249-93 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ»: Регулирует расчеты для низковольтных сетей, включая системы собственных нужд.
  • ГОСТ Р 52719-2007 «Трансформаторы силовые. Общие технические условия»: Регламентирует требования к силовым трансформаторам, включая их стойкость к КЗ.
  • ГОСТ 1516.3-96 «Электрооборудование переменного тока на напряжения от 1 до 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции»: Определяет требования к изоляции оборудования.
• Стандарты организаций (СТО): Разрабатываются крупными энергетическими компаниями или проектными институтами для стандартизации своих внутренних процессов и требований, часто детализируя положения ГОСТ и ПУЭ.
• Методические указания и рекомендации профильных кафедр вузов: Являются важным дополнением, особенно в образовательном процессе, предоставляя алгоритмы и примеры расчетов в соответствии с текущими методиками.

Соблюдение этих документов обеспечивает не только техническую грамотность, но и юридическую легитимность проектных решений, а также гарантирует приемлемый уровень безопасности для персонала и окружающей среды.

Методика технико-экономического анализа

Технико-экономический анализ (ТЭА) является неотъемлемой частью любого серьезного проектирования. Он позволяет оценить эффективность принятых технических решений, сравнить альтернативные варианты и выбрать наиболее оптимальный с точки зрения как технических, так и экономических показателей. Для КЭС 1200 МВт это особенно актуально, учитывая масштаб инвестиций и долгосрочные последствия проектных решений.

Основные технико-экономические показатели, влияющие на выбор оборудования и схем:

1. Капитальные затраты (К_затр): Включают стоимость основного оборудования (генераторов, трансформаторов, выключателей, токопроводов), строительно-монтажных работ, проектно-изыскательских работ. Чем выше стоимость, тем дольше срок окупаемости проекта.
2. Эксплуатационные расходы (Э_экспл): Состоят из затрат на обслуживание, ремонт, оплату труда персонала, потребление электроэнергии на собственные нужды, потери электроэнергии в оборудовании, налоги и амортизационные отчисления.
3. Годовые приведенные затраты (З_прив): Интегральный показатель, который учитывает как капитальные, так и эксплуатационные затраты, приведенные к одному году, с учетом норматива эффективности инвестиций (Е_н).
   З_прив = Э_экспл + Е_н · К_затр
   Выбор варианта, как правило, производится по минимуму приведенных затрат.
4. Потери электроэнергии: Потери активной и реактивной мощности в трансформаторах, линиях, шинах. Чем меньше потери, тем выше эффективность станции.
5. Надежность: Хотя это технический показатель, он имеет прямое экономическое выражение. Большая надежность означает меньшее количество аварий, простоев, недоотпуска электроэнергии, что минимизирует убытки. Надежность может быть оценена через среднее время простоя, частоту и продолжительность отключений.
6. Экологические показатели: Включают затраты на снижение выбросов, утилизацию отходов, использование экологически чистых технологий.

Методы оценки эффективности принятых проектных решений:

• Метод приведенных затрат: Наиболее распространенный, заключается в выборе варианта с наименьшими приведенными затратами.
• Метод сравнения с базовым вариантом: Оценка экономии или перерасхода ресурсов по сравнению с уже существующими или типовыми решениями.
• Метод расчета срока окупаемости: Время, за которое капитальные вложения окупаются за счет экономии эксплуатационных расходов или получения прибыли.
• SWOT-анализ: Оценка сильных и слабых сторон, возможностей и угроз каждого проектного решения.

Обоснование выбора оборудования и схем с учетом ТЭП

Применение технико-экономических расчетов для КЭС 1200 МВт является решающим фактором. Рассмотрим несколько примеров:

• Выбор схемы РУ: Схема «Две рабочие и обходная система шин» (схема 110-13) для РУ 220 кВ может быть экономичнее полуторной схемы по капитальным затратам (меньше выключателей), но потенциально менее надежна. ТЭА должен сравнить разницу в капитальных затратах с потенциальными потерями от недоотпуска электроэнергии из-за возможных аварий или более длительных ремонтов. Для РУ 500 кВ, где надежность критична, более дорогие полуторная схема или схема шестиугольника могут оказаться экономически более выгодными в долгосрочной перспективе за счет минимизации рисков и потерь.
• Выбор типа трансформаторов: Использование трансформаторов с расщепленными обмотками увеличивает их стоимость, но снижает токи КЗ, что, в свою очередь, позволяет применять менее мощные (и менее дорогие) выключатели и другое оборудование, а также снижает риск повреждения обмоток. ТЭА покажет оптимальное соотношение этих факторов.
• Применение турбопривода для СН: Установка турбоприводов для питательных насосов или вентиляторов влечет за собой дополнительные капитальные затраты, но значительно снижает расход электроэнергии на собственные нужды и, как следствие, эксплуатационные расходы. Расчет срока окупаемости и анализ приведенных затрат помогут определить целесообразность такого решения.
• Выбор типа токопроводов: Элегазовые токопроводы (ГИС) значительно дороже обычных воздушных, но они компактны, безопасны, требуют меньше обслуживания и имеют очень высокие характеристики по КЗ. Если условия размещения РУ стеснены, или требования к надежности и безопасности очень высоки, ГИС могут оказаться более выгодными, несмотря на высокие начальные инвестиции.

Таким образом, каждый технический выбор должен быть подкреплен всесторонним экономическим анализом, который учитывает не только прямые затраты, но и косвенные факторы, такие как надежность, потери и долгосрочную перспективу.

Заключение

Проектирование электрической части конденсационной электростанции мощностью 1200 МВт — это задача, требующая глубокой проработки каждого аспекта: от концептуального выбора главной схемы до детального расчета и обоснования каждого элемента оборудования. В рамках данной курсовой работы мы последовательно прошли все эти этапы, продемонстрировав комплексный подход к созданию надежного, экономически эффективного и соответствующего всем нормативным требованиям проекта.

Мы определили роль КЭС как базовых станций энергосистемы, обосновали блочный принцип построения и ключевые требования к главной электрической схеме, обеспечивающие надежность, гибкость и удобство эксплуатации. Детально проанализированы типовые схемы распределительных устройств для высоких напряжений, с акцентом на особенности выбора для мощных КЭС, включая секционирование шин и применение трансформаторов с расщепленными обмотками для ограничения токов короткого замыкания.

Центральное место в работе занял расчет токов КЗ, как фундаментальная основа для выбора и проверки всего электрооборудования. Были рассмотрены нормативная база, методы расчетов для различных типов схем и специфические подходы к высокомощным станциям. Отдельное внимание уделено проектированию надежной системы электроснабжения собственных нужд, включая классификацию потребителей, принципы резервирования и альтернативные решения, такие как турбоприводы. Наконец, мы представили исчерпывающие критерии выбора электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей, с обязательной проверкой их термической и электродинамической стойкости.

Важной составляющей работы стал технико-экономический анализ, позволивший обосновать принятые решения не только с технической, но и с экономической точки зрения, что является неотъемлемым элементом современного инженерного проектирования.

Достигнутые цели курсовой работы подтверждают глубокое понимание принципов проектирования электрической части высокомощных электростанций. Перспективы дальнейших исследований включают оптимизацию систем управления и защиты с применением цифровых технологий, а также интеграцию возобновляемых источников энергии в схемы КЭС, что позволит обеспечить устойчивое развитие энергетического комплекса в будущем. Ведь именно такой подход гарантирует не только функциональность, но и долговременную устойчивость и адаптивность энергетических объектов к меняющимся требованиям.

Список использованной литературы

1. Неклепаев Б. Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1985.
2. Околович М.Н. Проектирование электрических станций. М.: Энергоиздат, 1980.
3. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей: ВНТП-81 Минэнерго. М.: ЦНТИ Информэнерго, 1981. 122 с.
4. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. М.: Энергия, 1975.
5. Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 2002.
6. Источники питания и требования к надежности электроснабжения. URL: Online Electric.
7. Комплектные токопроводы с литой изоляцией. URL: Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого.
8. Надежность электроснабжения собственных нужд электростанций. URL: Эксплуатация электрических систем | Архивы | Книги — forca.ru.
9. Выбор токоведущих частей и изоляторов распределительных устройств.
10. Особенности электрической части АЭС — Категории потребителей.
11. Схемы электрические электростанций и подстанций.
12. Выбор электрических аппаратов и проводников. URL: Energyland.info.
13. Схемы питания собственных нужд станций и подстанций.
14. Выбор изоляторов для электротехнических установок. URL: Лэмп.
15. ЭлектрО — Типовые схемы мощных КЭС. URL: uCoz.
16. Выбор типа изоляторов при проектировании электроустановок. URL: электрические сети.
17. Технико-экономический выбор электрооборудования распределительных сетей: Текст научной статьи. URL: КиберЛенинка | https://cyberleninka.ru/article/n/tehniko-ekonomicheskiy-vybor-elektrooborudovaniya-raspredelitelnyh-setey.
18. ЭлектрО — Схемы собственных нужд КЭС. URL: uCoz.
19. Характеристика потребителей собственных нужд АЭС — ЭлектрО. URL: uCoz.
20. Практические методы расчета токов короткого замыкания: Учебное пособие. URL: Казанский государственный энергетический университет | https://kgeu.ru/Files/Uchebniy_process/Rukovodstvo/prakticheskie_metody_rascheta_tokov_korotkogo_zamykaniya_uchebnoe_posobie.pdf.
21. Схемы собственных нужд КЭС.
22. Выбор главной электрической схемы станции КЭС. URL: ВУнивере.ру.
23. Выбор технико-экономических показателей функционирования электроэнергетических систем и электросетевых объектов: Текст научной статьи. URL: КиберЛенинка | https://cyberleninka.ru/article/n/vybor-tehniko-ekonomicheskih-pokazateley-funktsionirovaniya-elektroenergeticheskih-sistem-i-elektrosetevyh-obektov.
24. Чем отличаются схемы распределительных устройств 110 и 220 кВ? URL: Вопросы к Поиску с Алисой (Яндекс Нейро).
25. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей РУ собственных нужд, Элементы КРУ 6 кВ, Расчётные условия для выбора проводников и аппаратов по продолжительным режимам работы, Выбор КРУ-6 кВ. URL: Проект изменения электрической части Запорожской АЭС.
26. Выбор электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов. URL: Energyland.info.
27. Схемы электрических соединения подстанций: учебное пособие. URL: Уральский федеральный университет | https://elar.urfu.ru/bitstream/10995/36979/1/978-5-7996-1598-7_2015.pdf.
28. Главные схемы конденсационных электростанций. URL: Электрические станции и подстанции. В 2 частях. Ч.2. — Bstudy.
29. Комплектные токопроводы. URL: электрические сети.
30. Схемы электрических соединения конденсационных электростанции (КЭС). URL: ЭлектрО.
31. Методические указания расчет токов коротких замыканий и — Механотроника.
32. Категории надежности электроснабжения (1, 2 и 3) и дизельные электростанции.
33. Расчет токов короткого замыкания в электрических системах: Учебное пособие. URL: Уральский федеральный университет | https://elar.urfu.ru/bitstream/10995/78720/1/978-5-7996-2604-4_2019.pdf.
34. Электроснабжение. 13. Технико-экономические показатели установок сельского электроснабжения. URL: Красноярский государственный аграрный университет.
35. Комплектные токопроводы и шинопроводы. URL: АБС ЗЭиМ Автоматизация.
36. ГОСТ Р 52735-2007. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета.
37. Электрооборудование электрических станций и сетей: Методические указания. URL: Алматинский Университет Энергетики и Связи.
38. Схемы электроснабжения собственных нужд станций и подстанций. Лекция 09.
39. Токопроводы и шинопроводы. Вводный раздел.
40. Схемы питания собственных нужд тепловых электростанций. URL: forca.ru.
41. Выбор токоведущих частей распределительных устройств. URL: Электрическая часть электростанций | Архивы | Книги — forca.ru.
42. Выбор токоведущих частей и электрического оборудования подстанции.
43. Лекция 7. Структурные схемы КЭС.
44. Выбор структурной схемы КЭС. URL: ВУнивере.ру.
45. Технико-экономические показатели работы электростанций.
46. Выбор электрических аппаратов.