Выбор генераторов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Выбор генераторов

В соответствии с заданием на дипломный проект на проектируемой КЭС-400 необходимо установить 2 турбогенератора мощностью по 200 МВт каждый. По [1, П2.1, с. 610-611] выбираем турбогенераторы типа Т3В-200. Технические данные заносим в таблицу 1.

Технические данные турбогенераторов типа Т3В-200

Турбогенераторы типа Т3В-200 выполняются с непосредственной системой охлаждения обмоток статора, ротора и стали статора водой с бесщёточной системой возбуждения.

Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой электростанции

Мощность на проектируемой станции выдаётся на двух напряжениях 220 кВ и 110 кВ. Нагрузка на стороне 110 кВ выдается по 4 линиям. Нагрузка каждой составляет: Pmax = 24 МВт, Pmin = 20 МВт, коэффициент мощности cos = 0.85, время использования максимума нагрузки Тmax = 6000 ч., коэффициент одновремённости Кодн = 1. Вся остальная мощность выдаётся в энергосистему на стороне 220 кВ по 2 воздушным линиям.

В первом варианте питание потребителей подключенных к ОРУ - 110 кВ осуществляется только через автотрансформаторы связи.

Во втором варианте в нормальном режиме питание потребителей подключенных к ОРУ - 110 кВ осуществляется турбогенератором, а избыток мощности через автотрансформаторы связи передаётся на ОРУ - 220 кВ. В аварийном режиме или в случае ремонта турбогенератора, питание потребителей подключенных к ОРУ - 110 кВ осуществляется через автотрансформатор связи.

Для ОРУ - 220 кВ и ОРУ - 110 кВ - принимаем схему с двумя рабочими и обходной системой шин.

Выбор силовых трансформаторов

Выбор блочных трансформаторов.

Блочные трансформаторы соединяют генераторы с РУ220кВ и 110кВ.

Полная мощность генераторов Sг = 235 МВА, генераторное напряжение U = 15,75 кВ.

Мощность блочных трансформаторов:

Sрасч = Sг - Sсн.,

где мощность трансформаторов с.н. определяем по формуле:

Sсн = ·Pбл·Кс,

газ-мазут Pс.н.max =5%, Кс=0,9;

Sсн =МВА.

Sрасч = 235 - 10,575 = 224,425 МВА.,

По [1, П2.5, с. 615, П2.7, с. 617-618] выбираем блочные трансформаторы ТДЦ - 250000/110 для работы на ОРУ - 110 кВ и ТДЦ - 250000/220 для работы на ОРУ - 220 кВ, технические данные трансформаторов заносим в таблицу 4.1.

Каталожные данные блочных трансформаторов

Выбор автотрансформаторов связи.

Автотрансформаторы связи соединяют ОРУ 220 кВ и 110 кВ и служат для передачи избытка мощности из одного РУ в другое в разных режимах работы.

Расчётная нагрузка автотрансформатора определяется по формуле:

Sрасч = Sг - Sсн - Sср.н

Расчётная нагрузка для автотрансформатора связи определяется для трёх режимов работы:

а) максимальная нагрузка на ОРУ - 110 кВ;

б) минимальная нагрузка на ОРУ - 110 кВ;

в) отключение блока подключенного к ОРУ - 110 кВ, при максимальной нагрузки потребителей.

Выбор автотрансформаторов связи для первого варианта.

Так как в первом варианте не предусмотрена установка генераторов на стороне 110 кВ, то мощность автотрансформаторов связи будет зависеть только от нагрузки потребителей подключённых к ОРУ - 110 кВ.

Smax = Sср.н_max = Pср.н_max· n·К_с/ cos =24·4/ 0,85 = 112,94 МВА

Smin = Sср.н_min = Рср.н_min· n·К_с/ cos = 20·4 / 0,85 = 94,12 МВА

Так как в этом варианте не предусмотрена установка блока на напряжение 110 кВ, то расчёт аварийного режима не производится.

Sрасч = Sнаиб / 1,4 = 112,94 / 1,4 = 80,7 МВА

По [1, П2.10., с. 620-621] выбираем трёхфазные автотрансформаторы АТДЦТН-125000/220/110, технические данные автотрансформаторов заносим в таблицу 4.2.

Выбор автотрансформаторов связи для второго варианта.

Так как во втором варианте предусмотрена установка одного генератора на стороне 110 кВ, то мощность автотрансформаторов связи выбираем с учётом мощности вырабатываемой этим генератором:

Smax = n·Sг - n·Sсн - Sср.н_max = 1·235 - 1·10,75 - 112,94 = 111,31 МВА;

Smin = n·Sг - n·Sсн - Sср.н_min = 1·235 - 1·10,75 - 94,12 =130,13 МВА;

Sав =(n-1) ·Sг - (n-1) ·Sсн - Sср.н_max =0·235 -0·10,75 -112,94 = -112,94МВА;

Sрасч = Sнаиб / 1,4 =112,94 / 1,4 = 80,67 МВА.

По [1, П2.10., с. 620-621] выбираем трёхфазные автотрансформаторы АТДЦТН-125000/220/110 одинаковые для двух вариантов, технические данные автотрансформаторов приведены в таблице.

Каталожные данные автотрансформаторов связи

Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции

В соответствии с выбранными структурными схемами упрощённая схема для первого варианта изображена на рисунке 5.1, для второго варианта - на рисунке 5.2.

Выбор оптимального варианта. Оптимальный вариант выбираем по минимуму затрат.

электростанция силовой трансформатор генератор

З=Ен·К+И

где Ен - нормативный коэффициент экономической эффективности, принимаем 0,12 (3, с 25)

И - издержки, И=

где а - норма амортизационных отчислений, приняв а=6,4%, b - норма отчислений на обслуживание, принимаем 2% (3, с 25)

- стоимость 1 кВтч, принимаем 1,15 у. е. •10^-2 /кВт·ч (3, с 28)

W - суммарные потери энергии в трансформаторах варианта, кВтч

К - капитальные затраты.

Произведем подсчёт капитальных затрат. Результаты расчета сводим в таблицу.

Капитальные затраты по вариантам

Определяем потери мощности в блочном трансформаторе, присоединённом к шинам 220 кВ:

W = Px·T + Pk· (Smax/S)² · = 207 · 8760 + 600· (224,2/250)²· 4592 =4,03·10⁶ кВт ч,

где время потерь = 4592 ч. определено по [1, рис. 5.6., с. 396] для энергоблоков с Тmax=6000 ч и соs ц=0,85.

Определяем потери в блочном трансформаторе, присоединённом к шинам 110 кВ:

W = 200· 8760 + 640· (224,2 / 250)² · 4592 = 4,11·10⁶ кВт ч,

Потери мощности в автотрансформаторах связи определяем по формуле:

W = Px · T+Pк.в·. (Smax./2Sном)²· _В + Pк.с·. (Smax./Sном)²· _С;

Удельные потери в обмотках:

Pк.в. = 0,5· (Рк.в-с + (Рк.в-н / Квыг²) - (Рк.с-н / Квыг²)) = 0,5· (315 + (280 / 0,474²) - (270 / 0,474²)) = 179,75 кВт

Квыг = ;

Pк.с. = 0,5· (Рк.в-с + (Рк.с-н / Квыг²) - (Рк.в-н / Квыг²)) = 0,5· (315 + (270 / 0,474²) - (280 / 0,474²)) = 135,2 кВт

Потери в автотрансформаторе первого варианта:

W=65·8760+179,75·(112,94/(2·125))²·4592+132,5·(112,94/(2·125))²·4592=8,62·10⁵ кВт ч

Потери в автотрансформаторе второго варианта:

W=65·8760+179,75·(130,13/(2·125))²·4592+132,5·(130,13/(2·125))²·4592=9,58·10⁵ кВт ч

Суммарные годовые потери в первом варианте:

W₁ = 2·40,03·10⁵ + 2·8,62·10⁵ = 97,3•10⁵ кВт· ч.

Суммарные годовые потери во втором варианте:

W₂ = 40,03·10⁵ + 41,1·10⁵ + 2·9,58·10⁵ = 100,29·10⁵ кВт· ч

Годовые эксплуатационные издержки: p_a+p_o

И=,

Где ра=6%; ро=2%; =1,15 коп/кВт ч по [3].

И₁ = 1480 + 1,15·10^-5·97,3·10⁵=230,3 тыс. руб./год.

И₂ = ·1375 + 1,15·10^-5·100,29·10⁵=225,3 тыс. руб./год.

Приведённые затраты без ущерба:

З₁ = р_Н·К₁ + И₁ = 0,12·1480 + 230,3 = 407,9 тыс. руб./год.

З₂ = р_Н·К₂ + И₂ = 0,12·1375 + 225,3 =390,3 тыс. руб./год.

Второй вариант экономичнее первого на 4,3%, поэтому он принимается к дальнейшим расчётам.

Разработка схем распределительных устройств

Распределительное устройство 110-220 кВ

Число присоединений к РУ-110 кВ

где n_ртсн - число резервных трансформаторов собственных нужд, присоединенных к РУ-110 кВ

n_т - число трансформаторов, присоединенных к РУ-110 кВ

n_лэп - число линий (по заданию n_лэп =10).

Число присоединений к РУ-220 кВ

Исходя из числа присоединений и напряжения согласно нормам технического проектирования принимаем схему РУ с двумя рабочими и одной обходной системами шин. Рассмотрим особенности этой схемы.

Обходная система шин предназначена для замены любой, вышедшей из строя рабочей шиной, а также для возможности ревизии и ремонтов выключателей без перерывов питания.

Обходные выключатели предназначены для соединения обходной системы шин с рабочими, а также ими можно заменить выключатель любого присоединения

Достоинствами этой схемы являются надежность, гибкость, а также возможность вывода в ремонт любого выключателя в ремонт без отключения присоединений.

Однако эта схема обладает и рядом недостатков:

- отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения.

- повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т.е. приводит к отключению всех присоединений;

- большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;

- необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

Выбор схемы С.Н. и трансформаторов С.Н.

Мощность трансформаторов с.н. определяем по формуле:

Sсн = ·Pбл·Кс,

Где Pс.н.max выбираем по [1, Т5.2., с. 445] для КЭС с топливом

газ-мазут - 5%, Кс=0,9;

Sсн =МВА.

Выбираем трансформатор С.Н. по [1, П2.4., с. 614] ТДНС-16000/20, и резервный трансформатор С.Н. по [1, П2.5., с. 615], подключенный к шинам 110 кВ ТРДН-25000/110, технические данные выбранных трансформаторов С.Н. заносим в таблицу.

Каталожные данные трансформаторов собственных нужд

Размещено на Allbest.ru