3.2. Характеристика схемы присоединения электростанции к электроэнергетической системе
На данном этапе проектирования должны быть произведены следующие действия:
выбор уровня напряжения для выдачи мощности электростанции в ЭЭС;
определение желательного распределения генерирующих мощностей между распределительными устройствами;
выбор числа, направления и пропускной способности ЛЭП каждого напряжения;
обеспечение питания электроэнергией местной нагрузки;
оценка возможности присоединения части блоков электростанции к распределительному устройству ближайшей подстанции;
оценка возможности применения на станции двух распределительных устройств одного напряжения.
Исходной информацией для проектирования в данном разделе являются:
графики нагрузок генераторов и потребителей;
величина системных и межсистемных перетоков мощности и их характер;
уровень токов короткого замыкания от ЭЭС;
требования по регулированию напряжения в характерных узлах ЭЭС, необходимость установки шунтирующих и дугогасящих реакторов, синхронных компенсаторов, батарей конденсаторов.
При курсовом проектировании задачи выбрать схему присоединения ТЭЦ к энергосистеме не ставится. Характеристика присоединения указана в задании на проектирование. ТЭЦ будет связана с системой двумя воздушными линиями на напряжение 110 кВ длиной 65 км. Сопротивление системы в относительных единицах xС* = 0,12. Мощность системы SС = 1500 МВА. Аварийный резерв в системе составляет 200 МВт
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 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 промышленное предприятие. Максимум нагрузки, потребляемой на генераторном напряжении, приходится на зимний период и составляет 60 МВт. На напряжении 35кВ от станции будет питаться промышленный район. Максимум нагрузки, выдаваемой в сеть 35 кВ, также приходится на зимний период и составляет 165 МВт. Согласно заданию на проектирование, на станции предполагается установить 4 турбогенератора мощностью по 63 МВт.
Согласно заданной единичной мощности генераторов, а также напряжения ГРУ, по [11] выбираем турбогенераторы с полным водяным охлаждением типа Т3В-63-2УЗ производства ОАО «Силовые машины». Существуют еще и турбогенераторы данной мощности которые имеют непосредственное форсированное охлаждение обмотки ротора водородом и косвенное водородное охлаждение обмотки статора, что имеют ряд недостатков по отношению полному водяному охлаждению. Поэтому склоняемся в сторону полностью водяному охлаждению.
Таблица 1. Параметры выбранных турбогенераторов
|
Тип |
Р, МВт |
cos |
Sн, МВА |
Uн, кВ |
КПД, % |
Хd", о.е. |
Хd', о.е. |
Хd, о.е. |
Х2, о.е. |
Х0, о.е. |
|
Т3В-63-2У3 |
63 |
0,8 |
78,75 |
10,5 |
98,4 |
0,203 |
0,275 |
1,915 |
0,248 |
0,102 |
СТСН-2П-200-2000-2,5 УХЛ4 –система тиристорного самовозбуждения. Предназначены для питания обмоток возбуждения турбо- и гидрогенераторов выпрямленным регулируемым током. Питание тиристорного выпрямителя осуществляется через трансформатор, подключенный к главным выводам генератора. Для запуска генератора предусмотрена цепь начального возбуждения, которая автоматически формирует кратковременный импульс напряжения на обмотке ротора до появления ЭДС обмотки статора генератора, достаточной для поддержания устойчивой работы тиристорного преобразователя в цепи самовозбуждения.
|
|
|
|
AVR– автоматический регулятор возбуждения; G– генератор; 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 | |
Т.к. на станции 5 котлов примем питание СН от трех источников: в блочной части ТСН с расщиплением обмотки НН и без расщипления отпайкой на ТС. РТСН выбираем из учета резервирования при выходе из строя наиболее мощного ТСН.
Принимаем к дальнейшему рассмотрению следующие варианты структурных схем ТЭЦ:
Рис. 1. Вариант 1 структурной схемы ТЭЦ
Рис. 2. Вариант 2 структурной схемы ТЭЦ
Рис. 3. Вариант 3 структурной схемы ТЭЦ