Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии

При проектировании электростанций до разработки главной схемы составляют структурные схемы выдачи электроэнергии, на которых показываются основные функциональные части установки. Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов) и распределения нагрузки между распредустройствами разного напряжения.

К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество агрегатов и их параметры выбираются в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и других условий.

Число и мощность генераторов на ТЭЦ выбирают в зависимости от характера тепловых и электрических нагрузок.

При выборе числа и мощности генераторов ТЭЦ, присоединённых к шинам генераторного напряжения:

- число генераторов, присоединённых к шинам ГРУ, не должно быть меньше двух и больше четырёх;

- ударный ток КЗ на шинах генераторного напряжения, не должен быть более 300 кА;

- суммарная мощность генераторов, присоединённых к шинам генераторного напряжения, должна несколько превышать мощность, выдаваемую с этих шин потребителям (включая собственные нужды Р_СН).

Таким образом, при выборе генераторов необходимо обеспечить требуемую мощность проектируемой станции (ТЭЦ-280).

Если заданная нагрузка ТЭЦ значительно превышает нагрузку на генераторном напряжении, то устанавливают блоки генератор-трансформатор и подключают их к РУ повышенного напряжения.

Поскольку в проектируемой ТЭЦ выдача энергии потребителям осуществляется на 2-х напряжениях, то предусматривается сооружение наряду с ГРУ 10 кВ РУ 35 кВ. Генератор станции мощностью 100 МВт соединен в блок с повышающим трансформаторам, что способствует уменьшению токов КЗ. Связь с энергосистемой осуществляется по линии 220 кВ. Для связи РУ высшего и среднего напряжения служат 2 трехобмоточных трансформатора.

На основании всего вышеперечисленного составляем структурные схемы выдачи электроэнергии двух вариантов, для дальнейшего их технико-экономического сравнения (рис. 1.1, и рис. 1.2).

Рис. 1.1. Структурная схема выдачи электроэнергии (1 вариант)

замыкание электрический схема ток

По [2., табл. 2.1] генераторы, присоединённые к ГРУ (Г2, Г3, Г4): ТВФ-63-2У3 с S_НОМ = 78,75 МВА. Генератор, присоединённый по блочной схеме (Г1): ТВФ-120-2У3 с S_НОМ = 125 МВА.



Рис. 1.2. Структурная схема выдачи электроэнергии (2 вариант)

По [2., табл. 2.1] генераторы (Г1, Г2 и Г3): ТВФ-120-2У3 с S_НОМ = 125 МВА.

Каталожные данные выбранных генераторов приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1 - Каталожные данные генераторов

Тип генератора	SНОМ, МВА	РНОМ, МВт	cos fНОМ	UНОМ, кВ	IНОМ, кА	Цена, у. е.
ТВФ-63-2У3	78,75	63	0,8	10,5	4,33	268
ТВФ-120-2У3	125	100	0,8	10,5	6,875	350

Число и мощности выбираемых трансформаторов зависят от их назначения, схемы энергосистемы, схемы включения генераторов, количества РУ на каждом из напряжений. Поскольку связей между линиями высшего и среднего напряжения в прилегающем районе энергосистемы нет, то на станции устанавливаем два трансформатора связи. Два трансформатора при этом выбираем трёхобмоточными и один двухобмоточный.

Мощность двухобмоточного трансформатора, работающего в блоке с одним генератором, принимается равной мощности генератора в МВ·А (при номинальном коэффициенте мощности) за вычетом мощности собственных нужд. Блочные трансформаторы соединяют генераторы с РУ.

Мощность блочных трансформаторов, работающих в блоке с одним генератором, принимают по выражению:

S_Т S_Г

где S_Г - номинальная мощность генератора, МВА;

Произведём выбор трансформатора Т1 для 1-го и 2-го варианта:

S_Т 125 МВА.

Выбираем трансформатор ТДЦ-125000/220 с S_НОМ = 125 МВА. Каталожные данные выбранного трансформатора приведены в таблице 2.2.

Трансформаторы Т2 и Т3 на ТЭЦ (1 и 2 вариант) служат для связи РУ высокого напряжения 220 кВ с РУ-35 кВ и РУ-10 кВ и электроснабжения потребителей среднего напряжения. Два параллельно работающих трансформатора связи, устанавливаем с целью резервирования питания потребителей 10 кВ и 35 кВ.

Для выбора мощности трансформаторов связи (1 вариант) необходимо рассмотреть следующие режимы работы:

1) Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения:

где Р_Г - мощность генератора, кВт;

cos ц_Г - номинальный коэффициент мощности генератора;

Р_Г.Н.МИН - минимальная нагрузка шин генераторного напряжения,

cos ц_СР - средний коэффициент мощности нагрузки, принимаем cos ц_СР = 0,8;

Р_СН - мощность потребляемая собственными нуждами, МВт;

cos ц_СН - коэффициент мощности собственных нужд, принимаем cos ц_СН = 0,8.

МВА

2) Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из наиболее мощных генераторов:

где Р_{С.Н.МАКС} и cos ц_С - максимальная нагрузка и коэффициент мощности потребителей на среднем напряжении. По [1] для U_С = 35 кВ принимаем равным cos ц_С=0,9

В момент максимальной нагрузки и при отключении одного из наиболее мощных генераторов по формуле (2.4):

МВА.

При аварийном отключении одного из двух параллельно работающих трансформаторов или при одновременном отключении одного генератора и одного трансформатора (наложение аварий), перегрузка оставшегося в работе трансформатора S_Т не должна превышать 1,4.

При выборе мощности трансформаторов берём в расчёт самый тяжёлый режим работы, в нашем случае - режим максимума нагрузки и учитываем, что перегрузка оставшегося в работе трансформатора S_Т не должна превышать 1,4:

МВА

В связи с обратимым режимом работы трансформаторов связи предусматриваем устройства для регулирования напряжения нагрузкой (РПН) на стороне высшего напряжения (ВН).

По результатам расчетов принимаем Т2, Т3 (1 вариант) - трёхобмоточные трансформаторы типа ТДЦТН-100000/220 с S_НОМ = 100 МВА. Каталожные данные выбранных трансформаторов приведены в таблице 2.2.

Для выбора мощности трансформаторов связи (2 вариант) необходимо рассмотреть следующий режим работы:

1) Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения:

МВА

В связи с обратимым режимом работы трансформаторов связи предусматриваем устройства для регулирования напряжения нагрузкой (РПН) на стороне высшего напряжения (ВН).

По результатам расчета принимаем Т2, Т3 (2 вариант) - трёхобмоточные трансформаторы типа ТДТН-63000/220 с S_НОМ = 63 МВА. Каталожные данные выбранных трансформаторов приведены в таблице 2.2.

Номинальный ток реакторов LR1-LR4 находим по выражению:

МВА

 кА

кА

Выбираем реакторы типа РБДГ 10-4000-0,18У3 с номинальным током I_НОМ=3,2 кА

Напряжение собственных нужд принимаем равным 6 кВ.

Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд рассчитывается по формуле:

,

где k_С - коэффициент спроса. Принимаем k_С=0,9.

,

где S_CН% - расход на собственные нужды, %. По заданию S_CН% = 7%.

Выбираем трансформаторы собственных нужд генераторов Г1 (1 вариант) и Г1, Г2, Г3 (2 вариант):

МВА

МВА

Трансформаторы собственных нужд типа ТДНС - 10000/35 с S_НОМ=10 МВА. Каталожные данные выбранных трансформаторов приведены в таблице 2.2.

Выбираем трансформаторы собственных нужд генераторов Г2, Г3, Г4 (1 вариант):

МВА

МВА

Трансформаторы собственных нужд типа ТМНС - 6300/10 с S_НОМ=6,3 МВА. Каталожные данные выбранных трансформаторов приведены в таблице 2.2.

Мощность резервного трансформатора СН, установленного на ГРУ-10 кВ (1 вариант), принимается равной или несколько больше мощности наибольшего рабочего трансформатора. Устанавливаем резервный трансформатор типа ТДНС - 10000/35.

Мощность пускорезервного трансформатора СН, установленного на РУ-220 кВ (2 вариант), должна быть в 1,5 раза больше мощности рабочих трансформаторов СН.

МВА

Выбираем пускорезервный трансформатор собственных нужд типа ТРДНС - 32000/220. Каталожные данные выбранного трансформатора приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Каталожные данные выбранных трансформаторов

Тип трансформатора	SНОМ, МВА	UВН, кВ	UСН, кВ	UНН, кВ	PХ, кВт	PК, кВт	UКВ-С %	UКВ-Н %	UКС-Н %	IХ, %	Цена, тыс. у. е.
ТДЦ-125000/220	125	242	-	10,5	120	380	-	11	-	0,55	186
ТДЦТН-100000/220	100	230	38,5	11	102	340	11	26	13	0,5	195
ТДТН-63000/220	63	230	38,5	11	74	320	11	28,8	12,6	0,5	160
ТДНС - 10000/10	10	10,5	-	6,3	12	60	-	8	-	0,75	43
ТМНС- 6300/10	6,3	10,5	-	6,3	8	46,5	-	8	-	0,8	27,1
ТРДНС - 32000/220	32	230	-	6,3	45	150	-	11,5	28	0,65	119,6

2. Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений

Варианты главной схемы электрических соединений разрабатываются по составленным структурным схемам выдачи электроэнергии станции.

При этом схемы РУ должны удовлетворять следующим требованиям:

1. На электростанциях с блоками 300 МВт и более повреждение любого из выключателей не должно приводить к отключению более одного энергоблока;

2. Повреждение или отказ секционного или шиносоединительного выключателя, а так же совпадение отказа одного из выключателей с ремонтом любого другого не должны приводить к отключению более двух блоков и линий, если при этом сохраняется устойчивая работа энергосистемы или её части;

3. Каждый генератор мощностью 200 МВт и более должен присоединяться к шинам повышенного напряжения через отдельные трансформаторы и выключатели;

4. Отключение присоединений должно производиться:

- ЛЭП - не более чем двумя выключателями;

- энергоблоков, трансформаторов связи, трансформаторов собственных нужд - не более чем тремя выключателями РУ каждого напряжения;

5. Должна быть обеспечена возможность ремонта выключателей 110 кВ и выше без отключения соответствующих присоединений.

В ГРУ 10 кВ применим схему с одиночной секционированной системой шин. Питание потребителей генераторного напряжения осуществляется через сдвоенные реакторы.

Для каждой принятой схемы выдачи мощности определяем число присоединений в каждом РУ которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий (n_ЛЭП), числа линий связи с системой (n_СВ), числа трансформаторов связи (n_ТСВ), числа блочных трансформаторов (n_ТБЛ) и числа пускорезервных трансформаторов СН, подключенных к данному РУ:

n_ПРИС = n_ЛЭП + n_ЛСВ + n_ТСВ + n_ТБЛ+ n_ПРТСН.

Количество отходящих линий определяется из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:

,

Р_Л - наибольшая активная мощность, передаваемая на одну цепь, МВт по [6, табл. 2.1].

Р_МАКС - наибольшая активная мощность, выдаваемая в энергосистему, МВт:

.

.

Принимаем n_{ЛЭП 35кВ} =5.

Количество отходящих линий 10 кВ:

,

Принимаем =38

Таблица 3.1 - Число присоединений (1 вариант)

	ГРУ 10 кВ	РУ 35 кВ	РУ 220 кВ
nЛЭП	38	5	-
nЛСВ	-	2	1
nТСВ	2	2	2
nТБЛ	-	-	1
nПРТСН	-	-	-
Всего присоединений	40	9	4

Таблица 3.2 - Число присоединений (2 вариант)

	КРУ 10 кВ	РУ 35 кВ	РУ 220 кВ
nЛЭП	38	5	-
nЛСВ	-	2	1
nТСВ	4	2	2
nТБЛ	-	-	1
nПРТСН	-	-	1
Всего присоединений	42	9	5

В ГРУ 10 кВ принимаем одиночную секционированную систему шин. Нагрузка к шинам ГРУ 10 кВ присоединена через реакторы и выключатели.

В ОРУ 35 кВ принимаем одиночную секционированную систему шин. Нагрузка к шинам ОРУ 35 кВ присоединена через выключатели.

В ОРУ 220 кВ принимаем схему с одиночной секционированной системой шин с обходной.

На основании имеющихся данных произведём технико-экономическое сравнение двух вариантов главной схемы электрических соединений.

Технико-экономическое сравнение вариантов производится с целью выявления наиболее экономичного варианта распределения генераторов между различными напряжениями, определения мощности генераторов (трансформаторов), выбора схемы РУ, когда заданным техническим требования удовлетворяют несколько схем.

Экономически целесообразный вариант определяется по минимуму приведенных затрат:

,

где К - капиталовложения на сооружение электроустановки, у.е.;

Е_Н - нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений, равный 0,125;

И - годовые эксплуатационные издержки.

Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования И_А и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ И_РУ:

где Р_А и Р_О - отчисления на амортизацию и обслуживание, %. Для оборудования проекта примем Р_А = 6,4%, Р_О = 2%;

ДЭ - потери энергии в кВт·ч;

в - стоимость одного кВт·ч потерянной энергии, равная 0,8 цента/(кВт·ч).

Потери энергии, кВт·ч, в двухобмоточном трансформаторе:

,

где ДР_ХХ - потери холостого хода;

ДР_КЗ - потери короткого замыкания;

S_НОМ - номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

S_МАКС - максимальная нагрузка трансформатора;

Т - число часов работы трансформатора, можно принять Т= 8760 час.

ф - число часов максимальных потерь, принимаем ф = 4500 час.

Потери энергии в трёхобмоточных трансформаторах:

,

Принимаем _В = _С = _Н =4500 ч. Так как мощность всех обмоток трёхобмоточного трансформатора одинакова, то

.

Потери в нескольких работающих параллельно однотипных трансформаторах:

Сравнение экономической эффективности двух вариантов с равной степенью надёжности, у которых К₁>К₂, а И₁<И₂, можно произвести по сроку окупаемости капиталовложений, лет:

Определим капиталовложения по укрупнённым показателям стоимости элементов схем. Результаты расчёта сводим в таблицу 3.3.

Определим потери в трансформаторах:

2ТДЦТН-100000/220:

кВт•ч

ТДЦ-125000/220:

2ТДТН-63000/220:

кВт•ч

3ТМНС-6300/10:

Таблица 3.3 - Капиталовложения в сооружение ТЭЦ

Оборудование	Стоимость единицы, тыс. у. е.	Первый вариант	Второй вариант
		Количество единиц, шт.	Общая стоимость, тыс. у. е.	Количество единиц, шт.	Общая стоимость, тыс. у. е.
Ячейки ОРУ 220 кВ	84	-	353	7	588
Ячейки ОРУ 35 кВ	13,6	10	136	10	136
Ячейки ГРУ 10 кВ: - на вводе без реактора - с секционным реактором - с частью групп. реактора	24,7 28,6 4,23	9 2 38	222,3 57,2 160,74	-	-
Ячейки КРУ 10 кВ:	1,48	-	-	44	65,12
Ячейки реакторов	8,76	-	-	4	35,04
Генераторы: ТВФ-63-2У3	268	3	804	-	-
Генераторы: ТВФ-120-2У3	350	1	350	3	1050
Трансформаторы: ТДЦ-125000/220	186·1,4	1	260,4	1	260,4
Трансформаторы: ТДЦТН-100000/220	195·1,4	2	546	-	-
Трансформаторы: ТДТН-63000/220	160·1,4	-	-	2	448
Трансформаторы собственных нужд: ТДНС-10000/35	43·1,4	2	120,4	3	180,6
Трансформаторы собственных нужд: ТМНС-6300/10	27,1·1,4	3	113,82	-	-
Трансформаторы собственных нужд: ТРДНС-32000/220	119,6·1,4	-	-	1	167,44
Общая стоимость	3123,86	2930,6

Годовые эксплуатационные издержки:

Первый вариант:

Второй вариант:

Приведенные затраты:

Первый вариант:

Второй вариант:

Согласно проведенному технико-экономическому сравнению исходя из расчёта затрат на сооружение станции З₁>З₂ на 6,2%. Выбираем вариант №2.

3. Расчёт токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей

Для выбора и проверки электрических аппаратов необходима правильная оценка расчётных условий КЗ.

Для начала расчета составим расчетную схему, которая представляет собой однолинейную электрическую схему проектируемой станции, в которую включены все источники питания и все возможные связи между ними и системой.

В качестве расчетного вида КЗ принимаем трехфазное.

Расчёт токов короткого замыкания при трёхфазном коротком замыкании производится в следующем порядке:

- для проектируемой схемы составляется расчётная схема;

- по расчётной схеме составляется эквивалентная схема замещения;

- все элементы схемы приводятся к базисным условиям;

- путём постепенного преобразования схема замещения приводится к простейшему виду;

- определяется по закону Ома начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания (КЗ), определяется ударный ток в именованных единицах.

Рассмотрим пример расчёта тока короткого замыкания в точке К1.

Расчет производим в относительных единицах. Зададимся базисными условиями. Базисная мощность S_Б=1000 МВА, среднее номинальное напряжение U_Б=230 кВ.

Базисный ток I_Б, кА, определяем по формуле:

,

кА

Определяем сопротивление элементов схемы замещения, приведённые к базисным условиям:

Относительное сопротивление генератора рассчитывается по формуле:

,

где - сверхпереходное сопротивление генератора.

Определяем сопротивление генераторов Г1, Г2 и Г3 (ТВФ-120-2У3):

;

Определяем сопротивление генераторов Г4 и Г5 (ТВС-32У3):

.

Сопротивление системы (по заданию):

.

Относительное сопротивление двухобмоточного трансформатора рассчитывается по формуле:

,

где U_К% - напряжение КЗ трансформатора в процентах,

S_НОМ - номинальная мощность трансформатора, МВА.

Определяем сопротивление трансформатора Т1 (ТДЦ -125000/220):

.

Определяем сопротивление трансформаторов Т4 и Т5 (ТДЦ-40000/35):

.

Определяем сопротивление трансформаторов Т6 и Т7 (ТДНС-10000/10):

Относительное сопротивление обмоток трёхобмоточного трансформатора рассчитывается по формулам:

Определяем сопротивление обмоток трёхобмоточных трансформаторов Т2 и Т3 (ТДТН-63000/220):

Относительное сопротивление линии электропередачи рассчитывается по формуле:

;

где x_УД - удельное сопротивление 1 км линии, для воздушных линий принимается равным О, 4 Ом/км, для кабельных - 0,08 Ом/км;

l - длина линии электропередачи (ЛЭП), км;

S_Б - базисная мощность, МВА;

U_СР.Н - среднее номинальное напряжение, кВ.

Определяем сопротивление линии Л1:

,

Определяем сопротивление линий Л2 и Л3:

Относительное сопротивление вводного реактора рассчитывается по формуле:

,

Определяем сопротивление вводного реактора Р1 (РБДГ 10-4000-0,18У3):

Сопротивления элементов схемы, приведенные к базисным условиям, наносим на схему замещения. При расчёте токов КЗ показываем на схеме замещения сопротивление только одного вводного реактора и сопротивление только одного трансформатора собственных нужд, т.к. токи КЗ на остальных вводных реакторах и трансформаторах собственных нужд будут аналогичными.

Для этого каждый элемент в схеме замещения обозначаем дробью: в числителе ставим порядковый номер элемента, а в знаменателе - значение относительного индуктивного сопротивления.

ЭДС генератора Г1 (ТВФ-120-2У3):

ЭДС генераторов Г2 и Г3 (ТВФ-120-2У3):

ЭДС генераторов Г4 и Г5 (ТВС-32У3):

ЭДС системы С:



Распределяем сопротивление х₂₉ между ветвями с х₂₃, х₂₄ и х₃₀:

.

Значение периодической составляющей тока к.з. в момент времени t=0 вычисляется по формуле:

;

Суммарное значение периодической составляющей тока к.з. в момент времени t=0:

Значение ударного тока к.з.:

где К_У - ударный коэффициент тока к.з. Принимаем по [6, табл. 4.2] К_УС=1,75, К_У1=1,965, К_У2=1,935.

- ветвь энергосистемы:

- ветвь генераторов ТЭЦ-280:

- ветвь генераторов ТЭЦ-60:

Суммарное значение ударного тока к.з.:

Ток к.з. в произвольный момент времени переходного процесса определим по типовым кривым для момента времени расхождения контактов выключателя ф:

 = _РЗ + _СВ,

где _РЗ - наименьшее время действия релейной защиты, можно принять 0,01 с;

_СВ - собственное время отключения выключателя, принимаем 0,04 с.

= 0,01 + 0,04 = 0,05 с.

Суммарный номинальный ток генераторов:

Значение периодической составляющей тока к.з. в момент времени t= вычисляется по формуле:

;

- ветвь энергосистемы:

- ветвь генераторов ТЭЦ-280:

Находим по отношению I_ПО1/I_НОМ1 = 1,93/0,94 = 2,05 ? 2 (вторая типовая кривая) коэффициент К₁ = 0,96.

- ветвь генераторов ТЭЦ-60:

Находим по отношению I_ПО2/I_НОМ2 = 0,18/0,2 = 0,9 коэффициент К₂ = 1.

Суммарное значение периодической составляющей тока к.з. в момент времени t=ф:

Значение апериодической составляющей тока к.з. в момент времени t= вычисляется по формуле:

,

где Т_А - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. Определяем по таблице [6, табл. 4.2] Т_АС = 0,035, Т_А1 = 0,26, Т_А2 = 0,15.

- ветвь энергосистемы:

- ветвь генераторов ТЭЦ-280:

- ветвь генераторов ТЭЦ-60:

Суммарное значение апериодической составляющей тока к.з. в момент времени t=:

Литература

Электрическая часть станций и подстанций: Учебное пособие для вузов / А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.Ф. Наяшкова и др.; Под ред. А.А. Васильева - М: Энергоатомиздат, 1990 - 576 с.

Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие для вузов. - 4-е издание. - М.: Энергоатомиздат, 1989 - 608 с.

Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. 2-е издание - М.: Энергия, 1980.

Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна, И.М. Шапиро. - М.: Энергия, 1977.

Инструкция по расчёту токов к.з. с использованием ЭВМ.

Мазуркевич В.Н., Свита Л.Н. Методические указания по курсовому проектированию по курсу «Электрическая часть электрических станций». - Мн. 1982. - 65 с.

Размещено на Allbest.ru