Проектирование электрической части ТЭЦ 652 МВт
Выбор площадки для теплоэлектроцентрали. Характеристика схемы присоединения электростанции к электроэнергетической системе. Выбор количества и мощности трансформаторов и автотрансформаторов структурных схем. Расчёт параметров токов короткого замыкания.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 27.07.2014 |
| Размер файла | 4,2 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное агентство по образованию
ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра электрических станций, сетей и систем
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к курсовому проекту по дисциплине
"Проектирование и конструирование электрической части электростанций и подстанций"
Проектирование электрической части ТЭЦ 652 МВт
Выполнил студент группы ЭС-05-2
Федосов Денис Сергеевич
Иркутск 2009 г.
Содержание
- Введение
- 1. Обоснование выбора площадки для ТЭЦ и её компоновки
- 2. Выбор главной схемы электрических соединений ТЭЦ
- 2.1 Постановка задачи
- 2.2 Характеристика схемы присоединения электростанции к электроэнергетической системе
- 2.3 Формирование вариантов структурной схемы ТЭЦ
- 2.4 Выбор количества, типа и мощности трансформаторов и автотрансформаторов структурных схем
- 2.4.1 Первый вариант
- 2.4.2 Второй вариант
- 2.4.3 Третий вариант
- 2.4.4. Четвёртый вариант
- 2.4.5 Выбор источников питания собственных нужд
- 2.5 Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы ТЭЦ
- 2.5.1 Расчёт капиталовложений
- 2.5.2 Расчёт ежегодных расходов
- 2.5.3 Расчёт составляющей ущерба из-за отказа основного оборудования
- 2.5.4 Определение оптимального варианта структурной схемы ТЭЦ
- 2.6 Выбор схем распределительных устройств ТЭЦ с учётом ущерба от перерыва в электроснабжении и потери генерирующей мощности
- 2.6.1 Выбор схемы РУ 110 кВ
- 2.6.2 Выбор схемы РУ 220 кВ
- 2.6.3 Выбор схемы ГРУ 6 кВ
- 3. Расчёт токов короткого замыкания
- 3.1 Постановка задачи (цель и объём расчёта, вид КЗ)
- 3.2 Составление расчётной схемы сети
- 3.3 Составление схемы замещения
- 3.4 Расчёт параметров токов короткого замыкания (Iп0, Iпф, iу, iаф) для точки K-1
- 3.5 Расчёт параметров токов короткого замыкания для последующих точек КЗ
- 3.6 Составление сводной таблицы результатов расчёта токов короткого замыкания
- 4. Выбор электрических аппаратов и проводников
- 4.1 Выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, расчёт конструкции сборных шин и связей между элементами РУ и оборудованием на напряжении 220 кВ
- 4.1.1 Выбор выключателей и разъединителей
- 4.1.2 Выбор трансформаторов напряжения и тока
- 4.1.3 Выбор токоведущих частей
- 4.2 Выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, расчёт конструкции сборных шин и связей между элементами РУ и оборудованием на напряжении 110 кВ
- 4.2.1 Выбор выключателей и разъединителей
- 4.2.2 Выбор трансформаторов напряжения и тока
- 4.2.3 Выбор токоведущих частей
- 4.3 Выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, расчёт конструкции сборных шин и связей между элементами РУ и оборудованием на напряжении 6-10 кВ
- 4.3.1 Выбор токоограничивающих реакторов
- 4.3.2 Выбор выключателей и разъединителей
- 4.3.3 Выбор трансформаторов напряжения и тока
- 4.3.4 Выбор токоведущих частей
- 5. Выбор схемы собственных нужд ТЭЦ
- 5.1 Характеристика систем потребителей собственных нужд ТЭЦ
- 5.2 Выбор схемы рабочего и резервного питания собственных нужд
- 5.3 Выбор количества и мощности источников рабочего и резервного питания собственных нужд
- Библиографический список
- Приложение
Введение
Современное состояние электроэнергетики согласно [28] характеризуется рядом проблем системного характера: высоким уровнем физического и морального износа оборудования, низкой эффективностью использования топлива, неравномерностью роста энергопотребления по территории страны, которая ведет к недостатку активной мощности генерации и сетей электропередачи в ряде районов пиковых нагрузок.
Перечисленные проблемы явились следствием утраты электроэнергетикой своих системных преимуществ, в результате процесса реструктуризации отрасли, которая началась еще в 90-х годах и продолжается по настоящий момент.
По объему генерирующих мощностей и производству электроэнергии Россия занимает четвертое в мире место после США, Китая и Японии. Однако при этом как российская промышленность, так и население страны испытывают дефицит электроэнергии. В качестве основных факторов, характеризующих дефицит электроэнергии в российской экономике можно выделить: высокий уровень тарифов на электроэнергию, недостаток генерирующих мощностей в период пиковых нагрузок и отказы от подключения новых потребителей. Доля удовлетворенных заявок на техническое присоединение к сетям постоянно снижается: 32% - в 2004 г., 21% - в 2005 г., 16% - в 2006 г [28].
Для того чтобы генерирующие мощности обеспечивали развитие электроэнергетики России и справлялись с максимум нагрузки в пиковый период, необходим темп роста генерирующих мощностей не меньше прироста энергопотребления в стране. Но реалии таковы, что с 1999 года наблюдается опережающий рост энергопотребления по сравнению с приростом мощностей. Таким образом, темпы ввода новых мощностей крайне низки и в настоящее время не могут обеспечить потребности экономики.
Следствием низкого коэффициента обновления основных фондов в электроэнергетической отрасли в последние годы является старение основного оборудования электростанций в стране. Пик ввода мощностей приходится на 1971-1980 гг., тогда было введено 31,4% от всей установленной мощности по России. Средний возраст оборудования электростанций России составляет более 30 лет. Износ основных производственных фондов в российской электроэнергетике в последние годы прогрессировал весьма быстро: с 51,6% в 2000 г. до 59,8% в 2005 г. За последние 15 лет в России было введено лишь 25,1 ГВт генерирующих мощностей, в то время как в США за один только 2005 год ввели 30 ГВт.
Наряду со значительной величиной накопленного физического износа, угрозой конкурентоспособности национальной экономики также является и моральный износ генерирующего оборудования.
Нарастание объемов изношенного оборудования и отсутствие возможности его восстановления вводят электроэнергетику в зону повышенного риска технологических отказов и аварий оборудования.
Опережающий рост потребления электроэнергии в России требует активизации энергосбережения и масштабного ввода новых генерирующих мощностей.
Несмотря на значительный потенциал экономии электроэнергии, только за счет этого решить проблему дефицита генерирующих мощностей не представляется возможным. Опережающий рост потребления электроэнергии требует быстрого и масштабного ввода новых генерирующих мощностей.
Форсированное строительство энергетических объектов может иметь своим результатом проявление мультипликативного эффекта в развитии экономики и оценочно может дать прирост ВВП по 0,4% в год.
Несомненно, также благотворно повлияет на темпы роста национальной экономики и возобновление долгосрочного планирования на федеральном и региональных уровнях в электроэнергетической отрасли за счет того, что у инвесторов появится возможность рассчитывать реализацию масштабных проектов на много лет вперед.
Таким образом, решение системных проблем электроэнергетики и ввод новых генерирующих мощностей могут явиться действенным фактором в процессе повышения эффективности других отраслей народного хозяйства.
В настоящее время при отсутствии у государства единого плана по развитию энергетики и вводу новых генерирующих мощностей основной инициативы при строительстве объектов энергетики следует ожидать от частных компаний. Так, например, ОАО "РУСАЛ" при строительстве алюминиевых производств стремится одновременно с этим решить проблему электро- и теплоснабжения предприятия путём строительства ТЭЦ. Избыток электроэнергии при необходимости выдаётся в систему, а тепло помимо его применения в технологическом цикле может использоваться для отопления и горячего водоснабжения ближайшего населённого пункта.
Несмотря на то, что технологический процесс производства электроэнергии на тепловых электростанциях сложнее, а себестоимость электроэнергии выше и экологический ущерб от них больше, чем от ГЭС, всё же наиболее привлекательными для инвесторов являются тепловые электростанции, требующие меньших капиталовложений в строительство. Таким образом, большого притока частного капитала в строительство гидроэлектростанций ожидать не следует. Строительство крупных гидроэнергетических объектов в обозримом будущем останется прерогативой государства, а прирост генерирующих мощностей ожидается в основном за счёт строительства ТЭЦ и ГРЭС.
Проектированию электрической части ТЭЦ и будет посвящён данный курсовой проект. В нём рассматриваются задачи проектирования, связанные с выбором главной схемы ТЭЦ 652 МВт (схемы РУ 220, РУ 110 и ГРУ 6,3 кВ), а также схемы собственных нужд. Также производится выбор основного и вспомогательного электрооборудования с учетом параметров токов КЗ.
1. Обоснование выбора площадки для ТЭЦ и её компоновки
ТЭЦ как комплексная техническая система имеет в своем составе большое число зданий, сооружений и инженерных коммуникаций - подземных, наземных и надземных.
Для размещения сооружений и коммуникаций электрической станции (ЭС) требуется значительная площадь. Для ТЭЦ площадь, приходящаяся на единицу установленной мощности, составляет согласно [17], стр. 22 0,01-0,03 га/МВт, то есть для данной проектируемой станции площадь площадки строительства составит от 6,6 до 20 га. Нужно иметь в виду, что в данную площадь не входят склад топлива, железнодорожные приемные станции с разгрузочными устройствами, золошлаковые отвалы, поселок энергетиков, строительная база.
Площадка станции должна быть по возможности горизонтальной, ровной, прямоугольной формы. Разность уровней отдельных участков площадки не должна превышать 4-6 м. Вдоль длинной оси площадки проектируются основные транспортные связи, намечаются удобные и экономичные трассы водоснабжения.
Площадку и корпуса ориентируют относительно сторон света, учитывая благоприятное или нежелательное воздействие солнечного света на технологические и служебные помещения.
Площадку и сооружения на ней ориентируют также с учетом преимущественного направления ветров, имея в виду защиту открытых распределительных устройств и прочих сооружений станции, жилых домов станционного поселка, а также других населенных пунктов и окружающей природы от дымовых уносов: летучей золы, сернистых и других отравляющих газов.
Нежелателен и опасен нанос ветром паров и мелких капель воды от градирен и брызгальных бассейнов на конструкцию распределительных устройств и на прочие сооружения станции, так как он может привести к ухудшению изоляции, обледенению, усложнению эксплуатации и авариям на станции.
Все внешние связи станции располагаются с одной (меньшей) стороны площади и с торца главного корпуса станции; противоположные торцы зданий и сооружений оставляются свободными для будущего расширения.
Местоположение взрывоопасного оборудования, а также взрывоопасных резервуаров, емкостей, штабелей твердого топлива, контейнеров и взаимное размещение их на территории проектируются в соответствии с действующими противопожарными нормами и требованиями гражданской обороны.
Основные критерии выбора площадки:
· наличие водоема для обеспечения экономичного водоснабжения;
· площадка должна быть как можно ближе к центру тепловой нагрузки;
· наличие подъездных путей для подвозки топлива.
Площадку для строительства будущей ТЭЦ выбираем в районе города Тайшет Иркутской области. ТЭЦ будет располагаться в 2 км к северу от Тайшета на правом берегу Бирюсы. В настоящее время компания "РУСАЛ" производит строительство Тайшетского алюминиевого завода производительностью 750000 тонн алюминия в год. Данная ТЭЦ будет выступать основным источником промышленного теплоснабжения завода, а также одним из источников его электроснабжения. Строительство ТЭЦ поможет решить проблему отопления и горячего водоснабжения города Тайшет, поскольку город снабжается теплом от котельных, а централизованный источник теплоснабжения отсутствует. Строительство ТЭЦ также поможет улучшить экологическую обстановку в городе, так как вред от выбросов котельных, имеющих малоэффективные методы газоочистки и небольшую площадь рассеяния дымовых газов за счёт малой высоты трубы, оказывается значительно больше, чем от выбросов ТЭЦ.
Топливом для проектируемой ТЭЦ будут служить бурые угли Мугунского разреза или Канско-Ачинского бассейна. Выгодное географическое расположение Тайшета делает экономически равнозначными варианты поставки угля по железной дороге как из Иркутской области, так и из Красноярского края.
Строительство насосной станции для подпитки ТЭЦ водой предполагается непосредственно на берегу реки Бирюса. Цех химводоочистки для подготовки питающей воды к использованию на станции будет построен на территории ТЭЦ.
Дымовые трубы и градирни расположены с учетом розы ветров в данной местности таким образом, чтобы как можно меньше выбросов золы выпадало на главный корпус и распределительные устройства. Устранение этого фактора приведет к увеличению срока службы оборудования и меньшей аварийности. Преобладающие направления ветров в районе г. Тайшет - западное и северо-западное.
Остальное оборудование и сооружения на ЭС расположены в соответствии с требованиями технологического цикла производства электроэнергии.
Приведём ситуационный план расположения проектируемой ТЭЦ в районе города Тайшет и компоновку её основных сооружений:
Рис. 1. Ситуационный план проектируемой ТЭЦ: 1 - площадка ТЭЦ; 2 - площадка Тайшетского алюминиевого завода; 3 - насосная станция; 4 - водоподводящий канал; 5 - паропровод отопления и трубопровод горячего водоснабжения города; 6 - паропровод технического пара и трубопровод технического водоснабжения алюминиевого завода; 7 - линии 6 кВ, питающие алюминиевый завод; 8 - линии 110 кВ, питающие местный промышленный район; 9 - линии 220 кВ, связывающие ТЭЦ с системой; 10 - железнодорожная ветка.
Рис. 2. Компоновка основных сооружений ТЭЦ: 1 - главный корпус; 2 - паровые котлы; 3 - турбоагрегаты; 4 - градирни; 5 - дымовые трубы; 6 - подвод воды от насосной станции; 7 - цех химводоочистки; 8 - трубопроводы горячей воды и пара; 9 - золошлакоудаление; 10 - склад топлива; 11 - топливоподача, включающая в себя разгрузочное устройство; 12 - галерея конвейеров; 13 - дробильный корпус; 14 - мазутное хозяйство; 15 -распределительное устройство 110 кВ; 16 -распределительное устройство 220 кВ; 17 - блочные трансформаторы и автотрансформаторы; 18 - 6 ЛЭП 110 кВ, питающих промышленный район; 19 - 4 ЛЭП 220 кВ для связи с энергосистемой; 20 - распределительное устройство генераторного напряжения 6 кВ; 21 - главный щит управления ТЭЦ; 22 - резервный трансформатор собственных нужд; 23 - трансформаторы связи между ГРУ 6 кВ и РУ 110 кВ; 24 - 16 кабельных линий 6 кВ, питающих алюминиевый завод; 25 - железнодорожная ветка для снятия в ремонт трансформаторов; 26 - трансформаторная мастерская; 27 - масляное хозяйство; 28 - механическая мастерская; 29 - материальные склады; 30 - корпус управления (инженерно-бытовой); 31 - центральная проходная.
2. Выбор главной схемы электрических соединений ТЭЦ
2.1 Постановка задачи
Структурная схема - схема, определяющая составные части электростанции, их назначение и взаимосвязь. Это однолинейная схема, на которой указывается трансформаторные соединения между генераторами и распределительными устройствами. Она предназначена для расчета баланса мощности, выбора числа и мощности трансформаторов и дальнейшей разработки главной схемы электрических соединений.
При указанных в задании на проектирование условиях методом технико-экономического сравнения конкурентоспособных вариантов произведём выбор оптимального варианта структурной схемы.
Оптимальное решение - это решение, удовлетворяющее требованиям к качеству проектируемого объекта при минимально возможных затратах материальных, финансовых и трудовых ресурсов. Оно должно быть получено при комплексном рассмотрении объекта в целом с учетом взаимосвязей между его частями.
В общем случае, процедура поиска оптимальной структурной схемы сводится к последовательному выполнению следующих основных этапов:
1) в соответствии с исходными данными разрабатывается множество технически реализуемых вариантов структурных схем;
2) на основе инженерного анализа отбираются несколько наиболее перспективных вариантов схем;
3) для каждого отобранного варианта определяются возможные перетоки мощности через трансформаторы и автотрансформаторы, исходя из наиболее тяжелых условий работы станции;
4) ориентируясь на величины перетоков мощности, в каждом варианте выбираем подходящие по номинальным значениям типы трансформаторов и автотрансформаторов. Для выбора трансформаторов, связывающих ГРУ и РУ повышенного напряжения ТЭЦ составляют и анализируют предполагаемые графики нагрузки трансформаторов связи а) в нормальном режиме (зимой и летом); б) при отключении одного из работающих генераторов; в) при необходимости мобилизации вращающегося резерва, когда генераторы ТЭЦ увеличивают мощность до номинального значения. При наличии двух РУ повышенного напряжения могут рассматриваться варианты установки автотрансформаторов либо трехобмоточных трансформаторов. Автотрансформаторы имеют ряд преимуществ и недостатков перед трансформаторами;
5) для каждого варианта определяют их технико-экономические показатели - капиталовложения, эксплутационные издержки, ущербы и приведенные затраты;
6) на основании сопоставления приведенных затрат, а также дополнительного технического анализа, окончательно принимают наиболее рациональную структурную схему проектируемой электростанции.
2.2 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 четырьмя воздушными линиями на напряжение 220 кВ длиной 67 км. Сопротивление системы в относительных единицах xС* = 0,14. Мощность системы SС = 2500 МВА. Аварийный резерв в системе составляет 280 МВт.
2.3 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 6 кВ, от которого предполагается питать цех алюминиевого завода. Максимум нагрузки, потребляемой на генераторном напряжении, приходится на зимний период и составляет 140 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 180 МВт. Связь с системой, как уже было указано, будет осуществляться через РУ 220 кВ.
Согласно заданию на проектирование, на станции предполагается установить 4 турбогенератора мощностью по 63 МВт и 4 турбогенератора мощностью по 100 МВт. К ГРУ 6 кВ могут быть подключены лишь агрегаты по 63 МВт, поскольку турбогенераторы мощностью 100 МВт на напряжение 6,3 кВ не выпускаются.
Согласно заданной единичной мощности генераторов, а также напряжения ГРУ, по [11] выбираем турбогенераторы с полным водяным охлаждением типа Т3В-63-2У3 и асинхронизированные турбогенераторы с полным водяным охлаждением типа Т3ВА-100-2У3 производства ОАО "Силовые машины". Поскольку асинхронизированные генераторы имеют возможность изменять величину вырабатываемой реактивной мощности в широких пределах, то для определённости условимся принять коэффициент мощности асинхронизированных турбогенераторов таким же, как у обычных турбогенераторов того же класса мощности. Таким образом, коэффициент мощности асинхронизированных генераторов считаем постоянным и равным 0,8.
Рис. 3. Внешний вид асинхронизированного турбогенератора
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. |
Тd0, с |
Система возбуждения |
|
|
Т3В-63-2У3 |
63 |
0,8 |
78,75 |
6,3 |
98,4 |
0,203 |
0,275 |
1,915 |
0,248 |
0,102 |
6,23 |
параллельное самовозбуждение |
|
|
Т3ФА-100-2У3 |
100 |
0,8 |
125 |
10,5 |
98,3 |
0,192 |
0,278 |
1,907 |
0,234 |
0,097 |
6,5 |
см. рис. 3 |
Асинхронизированные турбогенераторы - генераторы нового поколения, которые имеют широкие пределы устойчивости и предназначены для работы в режимах глубокого потребления реактивной мощности без ущерба для своего технического состояния.
Преимущества асинхронизированных турбогенераторов обеспечиваются специальной системой АРВ и наличием двух обмоток возбуждения, сдвинутых на 90 электрических градусов
Рис. 4. Двухканальная система возбуждения асинхронизированного турбогенератора: СУТ - система управления тиристорами; ТВ - трансформатор системы возбуждения; УЗП - устройство защиты от перенапряжений с шунтирующими катушками; ЗР - защитные резисторы; АГП - автомат гашения поля; АЗР - автоматы замыкания обмоток ротора накоротко.
Учитывая, что напряжение генераторов 100 МВт совпадает с напряжением собственных нужд (10 кВ), питание последних экономичнее всего будет осуществить с помощью реактированных отпаек от генераторов 100 МВт. Резервный трансформатор собственных нужд будет подключен к шинам ГРУ. Подробнее об источниках питания собственных нужд будет сказано далее.
Принимаем к дальнейшему рассмотрению следующие варианты структурных схем ТЭЦ:
Рис. 5. Вариант 1 структурной схемы ТЭЦ
Рис. 6. Вариант 2 структурной схемы ТЭЦ
Рис. 7. Вариант 3 структурной схемы ТЭЦ
Рис. 8. Вариант 4 структурной схемы ТЭЦ
2.4 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 14209-85 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 tохл и 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 cosцГРУ = 0,9, нагрузка промышленного района имеет коэффициент мощности cosцРУ-110 = 0,92, а двигатели собственных нужд работают с cosцс.н. = 0,8.
В соответствии с этим произведём расчёт потоков мощности для каждого варианта структурной схемы ТЭЦ.
2.4.1 Первый вариант
Рис. 9. Вариант 1 структурной схемы ТЭЦ
Осенне-зимний период
Вначале произведём расчёт потоков мощности при всех работающих генераторах и трансформаторах без учёта потерь мощности.
Мощность механизмов собственных нужд согласно заданию на проектирование, составляет 12% от установленной мощности ТЭЦ:
.
Механизмы собственных нужд питаются через реактированные отпайки от 4 блоков по 100 МВт. Таким образом, мощность собственных нужд, приходящаяся на каждый агрегат:
;
.
В осеннее-зимний период все агрегаты загружены на 100%. Поэтому мощность, вырабатываемая генераторами будет соответствовать их номинальной мощности.
Вначале произведём расчёт потоков в блочной части ТЭЦ.
Реактивная мощность, вырабатываемая каждым из генераторов 100 МВт:
.
Таким образом, поток полной мощности, текущий через каждый трансформатор блоков 100 МВт в осенне-зимний период:
;
.
Теперь произведём расчёт перетоков мощности через автотрансформаторы в осенне-зимний период.
Реактивная мощность нагрузки на ГРУ:
.
Реактивная мощность, вырабатываемая каждым из генераторов 63 МВт:
.
Избыток мощности, выдаваемый с ГРУ на обмотки НН автотрансформаторов:
;
.
Реактивная мощность, потребляемая нагрузкой промышленного района, питающегося от РУ 110 кВ:
.
Поток мощности, текущий по обмоткам СН автотрансформаторов к нагрузке на РУ 110 кВ:
;
.
По первому закону Кирхгофа находим избыток мощности, выдаваемый автотрансформаторами в систему:
;
.
Как видим из расчётов, в нормальном режиме наиболее загруженными оказались обмотки ВН автотрансформаторов.
Теперь произведём расчёт перетоков мощности в ремонтных и аварийных режимах для осенне-зимнего периода.
Для ТЭЦ проверка перетоков мощности через автотрансформаторы должна осуществляться при следующих режимах:
1) при отключении одного из параллельно работающих автотрансформаторов связи;
2) при отключении блока в блочной части ТЭЦ;
3) при отключении генератора, работающего на ГРУ.
Совпадение во времени вышеуказанных событий маловероятно, поэтому потоки рассчитываются для каждого из них в отдельности.
При выходе из строя одного автотрансформатора потокораспределение в остальной части схемы не изменится, поскольку потери в её элементах при выборе структурной схемы не учитываются. По этой причине потоки, приходящиеся на один оставшийся в работе автотрансформатор, будут в два раза больше, чем те же потоки в нормальном режиме.
Отключение блока, работающего на РУ 220 кВ, можно не рассматривать, так как в этом случае потокораспределение в обмотках автотрансформаторов не изменится и дефицита мощности на станции наблюдаться не будет. Рассчитаем потоки при отключении генератора блока, подключенного к РУ 110 кВ. Учтём, что питание механизмов собственных нужд от реактора блока с отключенным генератором будет сохраняться.
Мощность, выдаваемая с ГРУ на обмотки НН автотрансформаторов, будет той же, что и в нормальном режиме:
;
.
Поток мощности, текущий по обмоткам СН автотрансформаторов к нагрузке на РУ 110 кВ при одном работающем блоке:
;
.
Мощность, текущая из системы через обмотку ВН:
;
.
В данном режиме наиболее загруженными оказались обмотки НН автотрансформаторов.
Произведём расчёт потоков мощности при отключении одного генератора, работающего на ГРУ.
Избыток мощности, выдаваемый на обмотки НН автотрансформаторов:
;
.
Поток мощности, текущий по обмоткам СН автотрансформаторов к нагрузке на РУ 110 кВ, останется тем же, что и в нормальном режиме:
;
.
Избыток мощности, выдаваемый автотрансформаторами в систему:
;
.
В данном режиме наиболее загруженными вновь оказались обмотки ВН автотрансформаторов.
Весенне-летний период
В соответствии с заданием на курсовое проектирование в весенне-летний период генераторы загружены на 48% от своей номинальной мощности. Из условия устойчивости факела котлоагрегат не может работать с такой паропроизводительностью. Однако поскольку принимается, что ТЭЦ имеет поперечные связи в тепловой части, то часть котлоагрегатов в весенне-летний период отключается, и поэтому работа генераторов в таком режиме оказывается возможна. Следовательно, мощность, потребляемая механизмами собственных нужд, уменьшается той же пропорции, что и вырабатываемая генераторами мощность, поскольку часть парогенераторов остановлена. Поэтому расход на собственные нужды в весенне-летний период примем равным 48% от расхода в осенне-зимний период. График загрузки агрегатов и график потребления мощности механизмами собственных нужд являются одноступенчатыми, то есть мощность в течение суток не меняется.
Суточные графики нагрузок на ГРУ и на РУ 110 кВ также являются одноступенчатыми, величина потребляемой мощности составляет 95 и 145 МВт соответственно. Коэффициенты мощности нагрузок и генераторов примем теми же, что и для осенне-зимнего периода, и неизменными в течение суток. Вначале так же, как и в предыдущем пункте, произведём расчёт потоков в блочной части ТЭЦ. Поскольку активная мощность, вырабатываемая генераторами и потребляемая нагрузкой собственных нужд, составляет 48% мощности в осенне-зимнем периоде, а коэффициенты мощности не менялись, то поток полной мощности, текущий через каждый трансформатор блоков 100 МВт определится как:
;
.
Этот поток мощности, как и следовало ожидать, меньше, чем в осенне-зимнем периоде. Он будет использоваться при определении перетоков через автотрансформаторы связи.
Реактивная мощность нагрузки на ГРУ в весенне-летний период:
.
Избыток мощности, выдаваемый с ГРУ на обмотки НН автотрансформаторов:
;
.
Реактивная мощность, потребляемая нагрузкой промышленного района:
.
Поток мощности, текущий по обмоткам СН автотрансформаторов к нагрузке на РУ 110 кВ:
;
.
Мощность, текущая через обмотку ВН автотрансформаторов из системы:
;
.
Как видим из расчётов, в нормальном режиме наиболее загруженными оказались обмотки СН автотрансформаторов.
Теперь произведём расчёт перетоков мощности в ремонтных и аварийных режимах для весенне-летнего периода.
При отключении блока, работающего на шины связи с системой, будет иметь место дефицит мощности на станции и, как следствие, переток мощности из системы. Рассчитаем его:
.
Данный переток меньше указанного в задании аварийного резерва в энергосистеме, который составляет 280 МВт. Следовательно, данный режим не приведёт к нарушению устойчивости и опасному снижению частоты.
Теперь рассчитаем потоки при отключении генератора блока, работающего на РУ 110 кВ.
Мощность, выдаваемая с ГРУ на обмотки НН автотрансформаторов, будет той же, что и в нормальном режиме:
;
.
Поток мощности, текущий по обмоткам СН автотрансформаторов к нагрузке на РУ 110 кВ при одном работающем блоке:
;
.
Мощность, потребляемая из системы через обмотку ВН автотрансформаторов:
;
.
В данном режиме наиболее загруженными оказались обмотки СН автотрансформаторов. Изменения частоты в данном режиме не происходит, поскольку мощность, потребляемая из системы, меньше мощности резерва.
Произведём расчёт потоков мощности при отключении одного генератора, работающего на ГРУ.
Мощность, подтекающая к шинам ГРУ:
;
.
Поток мощности, текущий по обмоткам СН автотрансформаторов к нагрузке на РУ 110 кВ, останется тем же, что и в нормальном режиме:
;
.
Мощность, потребляемая из системы через обмотку ВН автотрансформаторов:
;
.
В данном режиме наиболее загруженными оказались обмотки ВН автотрансформаторов. Изменения частоты в данном режиме также не происходит, поскольку мощность, потребляемая из системы, меньше мощности аварийного резерва.
Выбор трансформаторов и автотрансформаторов
Для упрощения выбора трансформаторов и автотрансформаторов представим результаты проведённых расчётов для двух периодов года в виде рисунков. На всех рисунках вместо двух автотрансформаторов изображён один, в то время как потоки мощности указаны для двух параллельно работающих автотрансформаторов связи.
Рис. 10. Потоки мощности, текущие через блочные трансформаторы (а) и автотрансформаторы связи (б) в нормальном режиме
Рис. 11. Потоки мощности, текущие через автотрансформаторы при отключении генератора блока, подключенного к РУ 110 кВ (а), и при отключении одного генератора 63 МВт на ГРУ (б)
Выбираем трансформаторы блоков 100 МВт (см. рис. 10 а):
.
В данном случае коэффициент систематической перегрузки был принят равным единице, поскольку график загрузки трансформаторов одноступенчатый.
Принимаем к установке по [16], стр. 146-160 2 трансформатора ТДЦ-125000/110 и 2 трансформатора ТДЦ-125000/220.
Поскольку автотрансформаторы связи в общем случае работают в комбинированном режиме, то есть передача мощности осуществляется как электрическим, так и электромагнитным путём, то каждая из обмоток (общая, последовательная и третичная) должна быть рассчитана на типовую мощность. Комбинированный режим возникает из-за несоответствия коэффициентов мощности генераторов и нагрузок и возникающих по этой причине перетоков реактивной мощности.
Коэффициент систематической перегрузки в формулах ниже также примем равным единице, а коэффициент типовой мощности исходя из соотношения напряжений обмоток ВН и СН автотрансформаторов из [16], стр. 146-160 будет равен:
.
Тогда для нормального режима должно выполняться условие (см. рис. 10 б):
.
Поскольку в нормальном режиме наиболее загружены обмотки ВН, то согласно [23] последовательная обмотка не должна быть загружена сверх типовой мощности:
.
При выходе из строя одного параллельно работающего автотрансформатора оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить выдачу избытка мощности с ГРУ, а также связь РУ 110 и 220 кВ. Коэффициент загрузки в аварийном режиме принимается равным 1,4. Следовательно, должны выполняться условия (см. рис. 10 б):
;
.
Согласно [17], отключение блока, равно как и отключение генератора в неблочной части ТЭЦ, являются довольно частыми мероприятиями, поэтому автотрансформаторы должны обеспечивать перетоки мощности, возникающие в таком режиме, без сокращения срока службы изоляции. По этой причине при расчётах коэффициент загрузки принимаем равным коэффициенту систематической перегрузки. При отключении блока, работающего на РУ 110 кВ, необходимо также проверить загрузку общей обмотки. Поэтому должны выполняться следующие условия (см. рис. 11 а):
;
.
Проверку загрузки обмоток при отключении генератора, работающего на ГРУ, можно не производить, так как все потоки в этом режиме меньше, чем в предыдущем (см. рис. 11 б).
Учитывая все условия, к установке по [16], стр. 146-160 принимаем 2 автотрансформатора АТДЦТН-250000/220/110.
Таблица 2. Трансформаторы и автотрансформаторы, принятые к установке в варианте 1 структурной схемы ТЭЦ
|
Тип |
Количество |
|
|
ТДЦ-125000/110 |
2 |
|
|
ТДЦ-125000/220 |
2 |
|
|
АТДЦТН-250000/220/110 |
2 |
2.4.2 Второй вариант
Рис. 12. Вариант 2 структурной схемы ТЭЦ
Поскольку порядок расчёта потоков мощности для выбора трансформаторов и автотрансформаторов в последующих вариантах схемы аналогичен расчётам в первом варианте, то комментарии к расчёту будут даваться минимальные.
Вначале рассчитаем потоки мощности в осенне-зимнем периоде.
Поскольку число источников питания собственных нужд в данном варианте то же, что и в предыдущем, и реактированные линии для их питания также отходят от генераторов 100 МВт блочной части ТЭЦ, то потоки мощности через блочные трансформаторы блоков 100 МВт будут теми же, что и в предыдущем варианте:
;
.
Поскольку у блока 63 МВт отпайки на собственные нужды нет, то мощность, текущая через блочный трансформатор блока 63 МВт, равна вырабатываемой генератором мощности:
;
.
Производим расчёт потоков мощности через автотрансформаторы в нормальном режиме:
;
.
;
.
;
.
Как видим из расчётов, в нормальном режиме наиболее загруженными оказались обмотки ВН автотрансформаторов.
Теперь произведём расчёт перетоков мощности в ремонтных и аварийных режимах для осенне-зимнего периода.
Отключение блока, работающего на РУ 220 кВ, можно не рассматривать, так как в этом случае потокораспределение в обмотках автотрансформаторов не изменится и дефицита мощности на станции наблюдаться не будет. Рассчитаем потоки при отключении генератора блока 100 МВт, подключенного к РУ 110 кВ:
;
.
;
.
;
.
В данном режиме наиболее загруженными оказались обмотки СН автотрансформаторов.
Произведём расчёт потоков мощности при отключении одного генератора, работающего на ГРУ.
;
.
;
.
;
.
В данном режиме наиболее загруженными оказались обмотки ВН автотрансформаторов.
Теперь произведём расчёт потоков мощности в весенне-летнем периоде.
Потоки мощности через блочные трансформаторы блоков 100 МВт:
;
.
Поток мощности через блочный трансформатор блока 63 МВт:
;
.
Потоки мощности через автотрансформаторы в нормальном режиме для весенне-летнего периода:
;
.
;
.
;
.
Как видим из расчётов, в нормальном режиме наиболее загруженными оказались обмотки ВН автотрансформаторов. Теперь произведём расчёт перетоков мощности в ремонтных и аварийных режимах для весенне-летнего периода. При отключении блока, работающего на шины связи с системой, будет иметь место дефицит мощности на станции и, как следствие, переток мощности из системы. Рассчитаем его:
.
Данный переток меньше указанного в задании аварийного резерва в энергосистеме, который составляет 280 МВт. Следовательно, данный режим не приведёт к нарушению устойчивости системы.
Теперь рассчитаем потоки при отказе генератора блока 100 МВт, подключенного к РУ 110 кВ.
;
.
;
.
;
.
В данном режиме наиболее загруженными оказались обмотки СН автотрансформаторов. Нарушения устойчивости в данном режиме не происходит, поскольку мощность, потребляемая из системы, меньше мощности аварийного резерва.
Произведём расчёт потоков мощности при отключении одного генератора, работающего на ГРУ.
;
.
;
.
;
.
В данном режиме наиболее загруженными оказались обмотки ВН автотрансформаторов. Нарушения устойчивости в данном режиме также не происходит, поскольку мощность, потребляемая из системы, меньше мощности аварийного резерва.
Представим результаты проведённых расчётов для двух периодов года в виде рисунков:
Рис. 13. Потоки мощности, текущие через блочные трансформаторы блока 63 МВт (а), блоков 100 МВт (б) и через автотрансформаторы связи (в) в нормальном режиме
Рис. 14. Потоки мощности, текущие через автотрансформаторы при отключении генератора блока 100 МВт, работающего на РУ 110 кВ (а), и при отключении одного генератора 63 МВт на ГРУ (б)
Выбираем трансформатор блока 63 МВт (см. рис. 13 а):
.
Выбираем трансформаторы блоков 100 МВт (см. рис. 13 б):
.
Принимаем к установке по [16], стр. 146-160 1 трансформатор ТДЦ-80000/110, 1 трансформатор ТДЦ-125000/110 и 3 трансформатора ТДЦ-125000/220.
Выбираем автотрансформаторы связи. Для нормального режима должны выполняться условия (см. рис. 13 в):
;
.
При отключении одного параллельно работающего автотрансформатора должны выполняться условия (см. рис. 13 в):
;
.
При отключении блока 100 МВт, работающего на РУ 110 кВ, должны выполняться следующие условия (см. рис. 14 а):
;
.
Проверку загрузки обмоток при отключении генератора, работающего на ГРУ, можно не производить, так как потоки в этом режиме меньше, чем в предыдущем (см. рис. 14 б). Принимаем к установке по [16], стр. 146-160 2 автотрансформатора АТДЦТН-200000/220/110.
Таблица 3. Трансформаторы и автотрансформаторы, принятые к установке в варианте 2 структурной схемы ТЭЦ
|
Тип |
Количество |
|
|
ТДЦ-80000/110 |
1 |
|
|
ТДЦ-125000/110 |
1 |
|
|
ТДЦ-125000/220 |
3 |
|
|
АТДЦТН-200000/220/110 |
2 |
2.4.3 Третий вариант
Рис. 15. Вариант 3 структурной схемы ТЭЦ
Вначале рассчитаем потоки мощности в осенне-зимнем периоде. Поскольку число источников питания собственных нужд в данном варианте то же, что и в предыдущих, и реактированные линии для их питания также отходят от генераторов 100 МВт, то потоки мощности через блочные трансформаторы блоков 100 МВт будут теми же, что и в предыдущих вариантах:
;
.
Рассчитаем потоки мощности в неблочной части ТЭЦ. Избыток мощности, выдаваемый на трансформаторы связи, будет тем же, что избыток мощности, выдаваемый на обмотки НН автотрансформаторов в первом варианте:
;
.
Производим расчёт потоков мощности через блочные автотрансформаторы в нормальном режиме. Мощность, подтекающая к обмотке НН каждого блочного автотрансформатора:
;
.
;
.
;
.
Как видим из расчётов, в нормальном режиме наиболее загруженными оказались обмотки НН блочных автотрансформаторов.
Теперь произведём расчёт перетоков мощности в ремонтных и аварийных режимах для осенне-зимнего периода.
Отказ блока, работающего на РУ 220 кВ, можно не рассматривать, так как в этом случае потокораспределение в остальной части схемы не изменится и дефицита мощности на станции наблюдаться не будет.
Рассчитаем потоки при отказе одного блочного автотрансформатора:
;
.
Мощность, выдаваемая в сеть среднего напряжения, будет теперь приходиться на один автотрансформатор:
;
.
;
.
В данном режиме наиболее загруженными оказались обмотки ВН автотрансформаторов.
Потокораспределение в остальной части схемы не изменится.
Произведём расчёт потоков мощности при отключении одного генератора, работающего на ГРУ.
Избыток мощности, выдаваемый на трансформаторы связи, уже был рассчитан ранее:
;
.
При этом перетоки мощности через каждый блочный автотрансформатор:
;
.
;
.
;
.
В данном режиме наиболее загруженными оказались обмотки НН автотрансформаторов.
Теперь произведём расчёт потоков мощности в весенне-летнем периоде.
Потоки мощности через блочные трансформаторы блоков 100 МВт:
;
.
Рассчитаем потоки мощности в неблочной части ТЭЦ в весенне-летнем периоде.
Избыток мощности, выдаваемый на трансформаторы связи (из предыдущих расчётов):
;
.
Производим расчёт потоков мощности через блочные автотрансформаторы в нормальном режиме.
Мощность, подтекающая к обмотке НН каждого блочного автотрансформатора, будет такой же, что и у блоков 100 МВт:
;
.
;
.
;
.
Как видим из расчётов, в нормальном режиме наиболее загруженными оказались обмотки СН блочных автотрансформаторов.
Теперь произведём расчёт перетоков мощности в ремонтных и аварийных режимах для весенне-летнего периода.
Отказ блока 100 МВт, работающего на РУ 220 кВ, можно не рассматривать, так как в этом случае потокораспределение в остальной части схемы не изменится и дефицита мощности на станции наблюдаться не будет.
Рассчитаем потоки при отказе одного блочного автотрансформатора:
;
.
Мощность, выдаваемая в сеть среднего напряжения, будет теперь приходиться на один автотрансформатор:
;
.
;
.
В данном режиме наиболее загруженными оказались обмотки СН автотрансформаторов. Изменения частоты не происходит, поскольку мощность, потребляемая из системы, меньше мощности аварийного резерва.
Потокораспределение в остальной части схемы не меняется.
Произведём расчёт потоков мощности при отключении одного генератора, работающего на ГРУ, в весенне-летний период.
Мощность, подтекающая к ГРУ через трансформаторы связи, уже была рассчитана ранее:
;
.
При этом перетоки мощности через каждый блочный автотрансформатор:
;
.
;
.
;
.
В данном режиме наиболее загруженными оказались обмотки СН автотрансформаторов.
Представим результаты проведённых расчётов для двух периодов года в виде рисунков. На рисунках изображён один трансформатор связи, в то время как потоки указаны сразу для двух параллельно работающих трансформаторов.
Рис. 16. Потоки мощности, текущие через трансформаторы (а) и автотрансформаторы (б) блоков 100 МВт и трансформаторы связи (в) в нормальном режиме
Рис. 17. Потоки мощности, текущие при отключении одного блочного автотрансформатора через оставшийся в работе автотрансформатор (а) и при отключении одного генератора 63 МВт на ГРУ через трансформаторы связи (б) и блочный автотрансформатор (в)
Выбираем трансформаторы блоков 100 МВт (см. рис. 16 а):
.
Принимаем к установке по [16], стр. 146-160 2 трансформатора ТДЦ-125000/220.
Выбираем трансформаторы связи. В нормальном режиме должно выполняться условие (см. рис. 16 б):
.
При отказе одного трансформатора связи должно выполняться условие (см. рис. 16 б):
.
При отключении одного генератора на ГРУ должно выполняться условие (см. рис. 17 б):
.
Поскольку согласно [23] трансформаторы связи могут работать как повышающие в режиме выдачи мощности на РУ 110 кВ и как понижающие при передаче мощности на ГРУ, то в качестве трансформаторов связи необходимо установить трансформаторы с РПН. На номинальную мощность 125 МВА выпускаются только трансформаторы с расщеплённой обмоткой НН. Поэтому на ГРУ при установке таких трансформаторов необходимо будет применить схему с попарным секционированием. Таким образом, к установке по [16], стр. 146-160 принимаем 2 трансформатора связи ТРДЦН-125000/110. Выбираем блочные автотрансформаторы. Для нормального режима должны выполняться условия (см. рис. 16 в):
;
.
При выходе из строя одного параллельно работающего автотрансформатора оставшийся в работе автотрансформатор должен обеспечить переток мощности между РУ повышенного напряжения и выдачу мощности генератора (см. рис. 17 а):
;
.
При отключении генератора, работающего на ГРУ, должны выполняться следующие условия (см. рис. 17 в):
;
.
Учитывая все приведённые выше условия, принимаем решение по установке 2 блочных автотрансформаторов АТДЦТН-250000/220/110 (согласно [16], стр. 146-160).
Таблица 4. Трансформаторы и автотрансформаторы, принятые к установке в варианте 3 структурной схемы ТЭЦ
|
Тип |
Количество |
|
|
ТРДЦН-125000/110 |
2 |
|
|
ТДЦ-125000/220 |
2 |
|
|
АТДЦТН-250000/220/110 |
2 |
Таким образом, схема варианта 3 будет выглядеть несколько иначе:
Рис. 18. Вариант 3 структурной схемы ТЭЦ
2.4.4 Четвёртый вариант
Рис. 19. Вариант 4 структурной схемы ТЭЦ
Рассчитаем потоки мощности в осенне-зимнем периоде.
Потоки мощности через блочные трансформаторы блоков 100 МВт будут теми же, что и в предыдущих вариантах:
;
.
Рассчитаем потоки мощности в неблочной части ТЭЦ.
Мощность, подтекающая к ГРУ через трансформаторы связи (рассчитана ранее):
;
.
Производим расчёт потоков мощности через блочные автотрансформаторы в нормальном режиме.
;
.
;
.
;
.
Как видим из расчётов, в нормальном режиме наиболее загруженными оказались обмотки ВН блочных автотрансформаторов.
Теперь произведём расчёт перетоков мощности в ремонтных и аварийных режимах для осенне-зимнего периода.
Отключение блока, работающего на РУ 220 кВ, можно не рассматривать, так как в этом случае потокораспределение в остальной части схемы не изменится и дефицита мощности на станции наблюдаться не будет.
Рассчитаем потоки при отключении одного блочного автотрансформатора:
;
.
Мощность, выдаваемая в сеть среднего напряжения, будет теперь приходиться на один автотрансформатор:
;
.
;
.
В данном режиме наиболее загруженными оказались обмотки ВН автотрансформаторов. Потокораспределение в остальной части схемы не изменится. Рассчитаем потоки мощности через блочные автотрансформаторы при отключении одного блока, работающего на РУ 110 кВ.
;
.
;
.
;
.
В данном режиме наиболее загруженными оказались обмотки НН автотрансформаторов.
Произведём расчёт потоков мощности при отключении одного генератора, работающего на ГРУ.
Мощность, подтекающая к ГРУ через трансформаторы связи:
;
.
При этом перетоки мощности через каждый блочный автотрансформатор:
;
.
;
.
;
.
В данном режиме наиболее загруженными оказались обмотки НН автотрансформаторов.
Теперь произведём расчёт потоков мощности в весенне-летнем периоде.
Потоки мощности через блочные трансформаторы блоков 100 МВт:
;
.
Рассчитаем потоки мощности в неблочной части ТЭЦ в весенне-летнем периоде.
Мощность, подтекающая к ГРУ через трансформаторы связи (рассчитана ранее):
;
.
Производим расчёт потоков мощности через блочные автотрансформаторы в нормальном режиме.
;
.
;
.
;
.
Как видим из расчётов, в нормальном режиме наиболее загруженными оказались обмотки СН блочных автотрансформаторов.
Теперь произведём расчёт перетоков мощности в ремонтных и аварийных режимах для весенне-летнего периода.
Отказ блока 100 МВт, работающего на РУ 220 кВ, можно не рассматривать, так как в этом случае потокораспределение в остальной части схемы не изменится и дефицита мощности на станции наблюдаться не будет.
Рассчитаем потоки при отказе одного блочного автотрансформатора:
;
.
Мощность, выдаваемая в сеть среднего напряжения, будет теперь приходиться на один автотрансформатор:
;
.
;
.
В данном режиме наиболее загруженными оказались обмотки СН автотрансформаторов. Нарушения устойчивости в данном режиме не происходит, поскольку мощность, потребляемая из системы, меньше мощности аварийного резерва.
Потокораспределение в остальной части схемы не изменится.
Рассчитаем потоки мощности через блочные автотрансформаторы при отключении одного блока, работающего на РУ 110 кВ.
;
.
;
.
;
.
В данном режиме наиболее загруженными оказались обмотки СН автотрансформаторов.
Произведём расчёт потоков мощности при отключении одного генератора, работающего на ГРУ, в весенне-летний период.
Мощность, подтекающая к ГРУ через трансформаторы связи:
;
.
При этом перетоки мощности через каждый блочный автотрансформатор:
;
.
;
.
;
.
В данном режиме наиболее загруженными оказались обмотки СН автотрансформаторов.
Представим результаты проведённых расчётов для двух периодов года в виде рисунков. На рисунках изображён один трансформатор связи, в то время как потоки указаны сразу для двух параллельно работающих трансформаторов.
а б в
Рис. 20. Потоки мощности, текущие через трансформаторы блоков 100 МВт (а), автотрансформаторы блоков 63 МВт (б) и трансформаторы связи (в) в нормальном режиме
Подобные документы
Разработка структурной схемы конденсационной электростанции. Выбор генераторов, трансформаторов блока и собственных нужд, автотрансформаторов связи и блока. Выбор схемы, расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов для генераторов.
курсовая работа [1,9 M], добавлен 11.12.2013Выбор площадки для электростанции, её компоновки и структурной схемы электрических соединений. Выбор автотрансформаторов связи и собственных нужд. Определение показателей надежности структурных схем. Расчет токов и интеграла Джоуля для необходимых точек.
курсовая работа [6,1 M], добавлен 02.02.2012Обоснование необходимости расширения электростанции, выбора площадки строительства. Разработка вариантов схем выдачи мощности и выбор основного электрооборудования станции. Выбор токов короткого замыкания, релейной защиты, автоматики и КИП электростанции.
дипломная работа [4,6 M], добавлен 12.05.2015Выбор главной схемы электрических соединений. Проектирование структурной схемы станции. Выбор трансформаторов и источников питания. Способы ограничения токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей электрической станции.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 17.12.2015Выбор генераторов, блочных трансформаторов и автотрансформаторов связи. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов. Выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, сечения отходящих линий, токопроводов.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 12.02.2013Разработка проекта и расчет электрической части тепловой пылеугольной электростанции. Выбор схемы ТЭЦ, коммутационных аппаратов, измерительных и силовых и трансформаторов. Определение целесообразного способа ограничения токов короткого замыкания.
курсовая работа [2,1 M], добавлен 18.06.2012Выбор главной электрической схемы проектируемой электростанции. Расчет числа линий и выбор схем распределительных устройств. Технико-экономический расчет объекта. Выбор измерительных трансформаторов и токоведущих частей. Расчет токов короткого замыкания.
дипломная работа [1,4 M], добавлен 02.12.2014Расход мощности на собственные нужды в неблочной части ТЭЦ. Потери в блочном трансформаторе типа ТРДЦН-160000. Выбор секционных реакторов, напряжение 10 Кв. Расчет токов короткого замыкания. Выбор схемы собственных нужд, трансформаторов на электростанции.
курсовая работа [461,2 K], добавлен 09.04.2011Разработка структурной схемы теплоэлектростанции. Проектирование ее конструктивного исполнения. Выбор генераторов, подачи мощности, блочных трансформаторов и трансформаторов связи. Расчет токов короткого замыкания. Выбор секционных и линейных реакторов.
курсовая работа [511,8 K], добавлен 03.12.2011Выбор генераторов исходя из установленной мощности гидроэлектростанции. Два варианта схем проектируемой электростанции. Выбор трансформаторов. Технико-экономические параметры электростанции. Расчет токов короткого замыкания. Выбор схемы собственных нужд.
курсовая работа [339,3 K], добавлен 09.04.2011
