3.2. Характеристика схемы присоединения электростанции к электроэнергетической системе

На данном этапе проектирования должны быть произведены следующие действия:

1. выбор уровня напряжения для выдачи мощности электростанции в ЭЭС;

2. определение желательного распределения генерирующих мощностей между распределительными устройствами;

3. выбор числа, направления и пропускной способности ЛЭП каждого напряжения;

4. обеспечение питания электроэнергией местной нагрузки;

5. оценка возможности присоединения части блоков электростанции к распределительному устройству ближайшей подстанции;

6. 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 38 км. Сопротивление системы в относительных единицах xС* = 0,12. Мощность системы SС = 2580 МВА. Аварийный резерв в системе составляет 300 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 82,5 МВт. На напряжении 35кВ от станции будет питаться промышленное производство. Максимум нагрузки, выдаваемой в сеть 35 кВ, также приходится на зимний период и составляет 110 МВт. Согласно заданию на проектирование, на станции предполагается установить 5 турбогенераторов мощностью по 63 МВт.

Согласно заданной единичной мощности генераторов, а также напряжения ГРУ, по [1] выбираем турбогенераторы с воздушным охлаждением типа ТФ-63-2УЗ производства НПО «ЭЛСИБ».

Таблица 1. Параметры выбранных турбогенераторов

Тип	Р, МВт	cos	Sн, МВА	Uн, кВ	КПД, %	Хd", о.е.	Хd', о.е.	Хd, о.е.
ТФ-63-2У3	63	0,8	78,75	10,5	98,3	0,17	0,25	1,915

СТС-BE-220-1150-2,5-D22A00-УХЛ4-0 –система тиристорного самовозбуждения, идущая в комплекте с турбо генератором ТФ-63-2УЗ.

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

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