- •Проект электрической части тэц 250 мВт
- •4. Расчёт токов короткого замыкания 49
- •5. Выбор электрических аппаратов и проводников 64
- •6. Выбор схемы собственных нужд тэц 93
- •1. Введение
- •2. Обоснование выбора площадки для тэц и её компоновки
- •3. Выбор структурной схемы электрических соединений тэц
- •3.1. Постановка задачи
- •3.2. Характеристика схемы присоединения электростанции к электроэнергетической системе
- •3.3. Формирование вариантов структурной схемы тэц
- •3.4. Выбор количества, типа и мощности трансформаторов и автотрансформаторов структурных схем
- •3.4.1. Первый вариант
- •3.4.1.1. Осенне-зимний период
- •3.4.1.2. Весенне-летний период
- •3.4.1.3. Выбор трансформаторов и автотрансформаторов
- •3.4.2. Второй вариант
- •3.4.3. Третий вариант
- •3.4.5. Выбор источников питания собственных нужд
- •3.5. Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы тэц
- •3.5.1. Расчёт капиталовложений
- •3.5.2. Расчёт ежегодных расходов
- •3.5.3. Расчёт составляющей ущерба из-за отказа основного оборудования
- •3.5.4. Определение оптимального варианта структурной схемы тэц
- •3.6. Выбор схем распределительных устройств тэц с учётом ущерба от перерыва в электроснабжении и потери генерирующей мощности
- •3.6.1. Выбор схемы ру 110 кВ
- •Расчёт ущерба
- •Расчёт капиталовложений
- •Расчет издержек
- •Расчёт приведённых затрат
- •3.6.2. Выбор схемы ру 220 кВ
- •3.6.3. Выбор схемы гру 10 кВ
- •4. Расчёт токов короткого замыкания
- •4.1. Постановка задачи (цель и объём расчёта, вид кз)
- •4.2. Составление расчётной схемы сети
- •4.3. Составление схемы замещения
- •Расчёт эдс
- •Расчёт сопротивлений
- •4.4. Расчёт параметров токов короткого замыкания (Iп0, Iпτ, iу, iаτ) для точки k-1
- •4.5. Расчёт параметров токов короткого замыкания для последующих точек кз
- •4.6. Составление сводной таблицы результатов расчёта токов короткого замыкания
- •5. Выбор электрических аппаратов и проводников
- •5.1. Выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, расчёт конструкции сборных шин и связей между элементами ру и оборудованием на напряжении 220 кВ
- •5.1.1. Выбор выключателей и разъединителей
- •5.1.2. Выбор трансформаторов напряжения и тока
- •5.1.3. Выбор токоведущих частей
- •5.2. Выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, расчёт конструкции сборных шин и связей между элементами ру и оборудованием на напряжении 110 кВ
- •5.2.1. Выбор выключателей и разъединителей
- •5.2.2. Выбор трансформаторов напряжения и тока
- •5.2.3. Выбор токоведущих частей
- •5.3. Выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, расчёт конструкции сборных шин и связей между элементами ру и оборудованием на напряжении 6-10 кВ
- •5.3.1. Выбор токоограничивающих реакторов
- •5.3.2. Выбор выключателей и разъединителей
- •5.3.3. Выбор трансформаторов напряжения и тока
- •5.3.4. Выбор токоведущих частей
- •6. Выбор схемы собственных нужд тэц
- •6.1. Характеристика систем потребителей собственных нужд тэц
- •6.2. Выбор схемы рабочего и резервного питания собственных нужд
- •6.3. Выбор количества и мощности источников рабочего и резервного питания собственных нужд
- •7. Выбор средств ограничения тока короткого замыкания до заданного уровня в схеме проектируемой тэц
- •8. Источники оперативного тока
- •I – цепи управления и сигнализации; II – аварийное освещение и электродвигатели;
- •III – электромагниты включения.
- •9. Высокочастотные заградители
- •10. Современные средства защиты от перенапряжений
- •11. Заключение
- •Библиографический список
3.3. Формирование вариантов структурной схемы тэц
При формировании вариантов структурных схем электростанции необходимо решить следующие задачи:
распределение генераторов между РУ различного напряжения;
наличие трансформаторов и автотрансформаторов связи между РУ;
принцип построения электрической схемы станции (блочность, тип блоков и пр.);
система резервирования электроснабжения потребителей собственных нужд.
Проектируемая электростанция имеет РУ генераторного напряжения 10 кВ, от которого предполагается питать электрическую подстанцию машиностроительного завода. Максимум нагрузки, потребляемой на генераторном напряжении, приходится на зимний период и составляет 82 МВт. На напряжении 110 кВ от станции будет питаться промышленный район. Максимум нагрузки, выдаваемой в сеть 110 кВ, также приходится на зимний период и составляет 165 МВт. Связь с системой, как уже было указано, будет осуществляться через РУ 220 кВ.
Согласно заданию на проектирование, на станции предполагается установить 6 турбогенератора мощностью по 63 МВт и 1 турбогенератор мощностью 100МВт.
Согласно заданной единичной мощности генераторов, а также напряжения ГРУ, по [11] выбираем турбогенераторы с полным водяным охлаждением типа Т3В-63-2У3 и ТЗВ-110-2У3.
Таблица 1. Параметры выбранного турбогенератора
Тип |
Р, МВт |
cos |
Sн, МВА |
Uн, кВ |
КПД, % |
Хd", о.е. |
Хd', о.е. |
Хd, о.е. |
Система возбуждения |
Т3В-63-2У3 |
63 |
0,8 |
78,75 |
10,5 |
98,4 |
0,203 |
0,224 |
1,199 |
параллельное самовозбуждение |
Т3В-100-2 |
110 |
0,8 |
137,5 |
10,5 |
98,6 |
0,192 |
0,278 |
1,907 |
параслельное самовозбуждение |
Рис.3. Система параллельного самовозбуждения
G – генератор;
AVR – автоматический регулятор возбуждения;
KM – контактор начального возбуждения;
QE – автомат гашения поля;
FV – тиристорный разрядник;
UE – устройство начального возбуждения;
ТЕ – выпрямительный трансформатор;
TA, TV – измерительные трансформаторы тока и напряжения генератора.
Учитывая, что напряжение генераторов(10,5 кВ) совпадает с напряжением собственных нужд, питание будет осуществить через реакторы собственных нужд. Резервный реактор собственных нужд и реакторы собственных нужд будут подключены к шинам ГРУ и реактированной отпайкой от генератора блока 110МВт. Подробнее об источниках питания собственных нужд будет сказано далее.
Принимаем к дальнейшему рассмотрению следующие варианты структурных схем ТЭЦ:
Рис. 4. Вариант 1 структурной схемы ТЭЦ
Рис. 5. Вариант 2 структурной схемы ТЭЦ
Рис. 6. Вариант 3 структурной схемы ТЭЦ
3.4. Выбор количества, типа и мощности трансформаторов и автотрансформаторов структурных схем
Выбор трансформаторов включает в себя определение числа, типа и номинальной мощности трансформаторов структурной схемы проектируемой электроустановки.
Выбор номинальной мощности трансформатора производят с учетом его нагрузочной способности. В общем случае условие выбора мощности трансформатора имеет вид:
Sном= Sрасч/kп,
где Sрасч– расчетная мощность, МВА; Sном– номинальная мощность, МВА;kп− коэффициент допустимой систематической или аварийной перегрузки трансформатора по [1].
По ГОСТ 14209-97 коэффициент допустимой перегрузки трансформатора определяется исходя из предшествующего режима работы трансформатора и температуры окружающей среды.
Аварийная перегрузка разрешается в аварийных случаях, например при выходе из строя параллельно включенного трансформатора. Допустимая аварийная перегрузка определяется предельно допустимыми температурами обмотки (140°С для трансформаторов напряжением выше 110 кВ) и температурой масла в верхних слоях (115°С). Аварийные перегрузки вызывают повышенный износ витковой изоляции, что может привести к сокращению нормированного срока службы трансформатора, если повышенный износ впоследствии не компенсирован нагрузкой, с износом изоляции ниже нормального.
Значение допустимой аварийной перегрузки определяется по ГОСТ 14209-85 в зависимости от коэффициента начальной нагрузки k1, температуры охлаждающей среды во время возникновения перегрузки tохли длительности перегрузки. При выборе трансформаторов по условиям аварийных перегрузок можно воспользоваться таблицами из [1].
Для выбора трансформаторов и автотрансформаторов необходимо произвести расчёт потоков мощности для каждого варианта структурной схемы. Для каждой обмотки трансформатора производится построение графиков активной и реактивной мощности. В качестве расчётной полной мощности принимается мощность, соответствующая максимумам этих графиков.
Поскольку в задании на курсовое проектирование все графики нагрузок и график загрузки генераторов для зимнего и летнего периодов являются одноступенчатыми (то есть мощности нагрузки и генерации постоянны в течение суток), то производить построение графиков будет нецелесообразно. Вместо этого предлагается провести расчёт потоков мощности в комплексном виде для различных режимов работы ТЭЦ.
Для определённости зададимся коэффициентами мощности нагрузок на ГРУ и на РУ 110 кВ, а также средним коэффициентом мощности механизмов собственных нужд. Примем, что на ГРУ cosφГРУ = 0,8, нагрузка промышленного района имеет коэффициент мощностиcosφРУ-110 = 0,8, и двигатели собственных нужд работают сcosφс.н. = 0,8.
В соответствии с этим произведём расчёт потоков мощности, выбор трансформаторов блока и автотрансформаторов связи для каждого варианта структурной схемы ТЭЦ.