Проектирование электрооборудования электрической части Тольяттинской ТЭЦ

Размещено на http://www.allbest.ru/

34

Размещено на http://www.allbest.ru/

Проектирование электрооборудования электрической части

Тольяттинской ТЭЦ

1. Введение

Особенность теплофикационной электростанции от остальных станции это наличие ГРУ при малых мощностях станции и то, что отработанный пар идет на отопление. Топливо поступает в горелку котла (природный газ), где сжигается. Тепловая энергия передается теплоносителю (вода),которая течет по трубкам проложенная поперек котла. Вода преобразуется в пар и поступает на турбину, которая механически связана с генератором. Отработанный пар на входе турбины идет на городскую систему отопления.

Примером такой станции является Тольяттинская ТЭЦ.

Толчком для строительства Тольяттинской ТЭЦ явилось активное строительством промышленных предприятий: завода синтетического каучука, азотного завода, трансформаторного завода, «Волгоцеммаш» и других.

Строительство началось в 1957 году. Первый турбоагрегат ТЭЦ был пущен в декабре 1960 года. В 1964 году завершено строительство первой очереди мощностью 200 тыс. кВт. Вторая, третья и четвёртая очереди вводились в эксплуатацию соответственно в 1968, 1972 и 1975 годах. В 1975 подписан акт приемки электростанции в эксплотацию.

В данном курсовом проекте рассматривается электрическая часть Тольяттинской ТЭЦ мощностью 720 МВт, с установкой генератора 160 и 120 МВт, напряжением 330/110 кВ. В этом проекте произведено составление двух схем станции с последующим расчетом и выбором основного оборудования станции. На основании технико-экономического сравнения из двух структурных схем выбран наиболее экономически выгодный вариант, не требующий больших капитальный затрат и не дающий большое количество потерь электроэнергии за год. Произведен расчет выбранной схемы на токи трехфазного короткого замыкания, на основании которых выбрал электрооборудование открытого распределительного устройства.

2.Выбор основного оборудования

2.1 Выбор двух вариантов структурных схем электростанции

Рисунок 2.1 - Первый вариант структурной схемы проектируемой электростанции

Рисунок 2.2 - Второй вариант структурной схемы проектируемой электростанции

2.2 Выбор генераторов

Генераторы выбираем по заданной в задании мощности. Заносим номинальные данные в таблицу 2.1

Таблица 2.1 - Номинальные данные турбогенератора

Тип генератора	Частота вращения	Номинальные значения.	Сверхпереходное сопротивление, отн. един.	Система возбуждения	Охлаждение обмоток
		Мощность, МВА	Ток статора, кА	Напряжение статора, кВ	КПД, %				Статор	Ротор
ТВВ 160 - 2Е	3000	188,2	6,04	18	98,5	0,85	0,22	ТН	НВ	НВР
ТВФ 120-2	3000	125	6,815	10,5	98,4	0,8	0,192	ВЧ	КВР	НВР

Полная мощность генератора ТВВ 160 - 26:

, (2.1)

электрическое оборудование станция

где Qг - реактивная мощность генератора, кВАp;

Рг - активная мощность генератора, кВт.

Определяем реактивную мощность генератора ТВФ 120-2:

, (2.2)

где - тангенс угла образуемый от коэффициента мощности.

Полная мощность генератора ТВВ-500-2 по формуле (2.1):

Определяем реактивную мощность генератора ТВВ-500 по формуле (2.2):



2.3 Выбор силовых трансформаторов

2.3.1 Выбор блочных трансформаторов

Блочные трансформаторы выбираем по мощности турбогенератора в блоке, с которым работает трансформатор и по напряжению сборных шин, к которым подключён генератор.

Определяем расход электроэнергии на собственные нужды одного генератора:

, (2.3)

где - активная мощность трансформатора собственных нужд в процентах от полной мощности установки. Для ТЭЦ равен 5;

- коэффициент спроса. Для ТЭЦ равен 0,9;

Pг - активная мощность установки, МВт;

Определяем расходную реактивную мощность на собственные нужды одного генератора:

, (2.4)

где Рсн - активная мощность трансформатора собственных нужд, МВт;

- тангенс угла

Определяем полную мощность собственных нужд:

, (2.5)

Определяем мощность блочного трансформатора:

, (2.6)

где - полная мощность генератора, МВт;

- полная мощность собственных нужд, МВт.

Заносим номинальные данные трансформатора в таблицу 2.2

Таблица 2.2 - Технические характеристики трансформаторов

Тип трансформатора	Мощность,МВА	Напряжение,кВ	Потери,кВт	Напряжение Короткого замыкания,%
		ВН	НН	Х.Х	К.З.
ТДЦ 200000/330	200	34,7	18	187	560	11
ТДЦ 200000/110	200	121	18	140	550	11

Найдем мощность блочного трансформатора, к которому присоединены два генератора(укрупненный блок ):

(2.7)

Заносим номинальные данные в таблицу 2.3

Таблица 2.3 - Технические данные укрупненного блока

Тип трансформатора	Мощность,МВА	Напряжение,кВ	Потери,кВТ	Напряжение короткого замыкания,%
		ВН	НН	Х.Х.	К.З.
ТДЦ 400000/330	400	347	18	300	790	11,5

2.3.2 Выбор числа и мощности автотрансформаторов связи

Рекомендуется устанавливать два автотрансформатора связи

Расчет ведем по среднему напряжению

Определяем расчетную нагрузку трансформатора в режиме минимальных нагрузок:

, (2.8)

где - суммарная активная и реактивная мощность генераторов, МВт, МВАp;

- мощность расходуемая на собственные нужды генераторов, МВт, МВАp;

- мощность местной нагрузки в режиме минимальных нагрузок, МВт, МВАp.

Определяем нагрузку трансформатора в режиме максимальных нагрузок:

, (2.9)

где - мощность местной нагрузки в режиме максимальных нагрузок, кВт, кВАp.

Определяем нагрузку трансформатора в аварийном режиме при отключении одного генератора по формуле (2.9)

За расчетную максимальную мощность принимаем мощность самого нагруженного режима:

Определяем мощность автотрансформатора:

, (2.10)

где - коэффициент аварийной перегрузки трансформатора. При расчетах принимаем равным 1,4

Данные автотрансформатора заносим в таблицу 2.4

Таблица 2.4 - Технические данные автотрансформатора связи

Тип трансформатора

Номинальная мощность, МВА

Напряжение,кВ

Потери ,кВт

Напряжение короткого замыкания, кВ

Вн

СН

НН

Холостого хода

Короткого замыкания

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

АТДЦТН-125000/330/110

125

330

115

6,3

100

345

240

210

10

35

24

Тип трансформатора

Номинальная мощность, МВА

Напряжение,кВ

Потери ,кВт

Напряжение короткого замыкания, кВ

Вн

СН

НН

Холостого хода

Короткого замыкания

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

АТДЦТН-125000/330/110

125

330

115

6,3

100

345

240

210

10

35

24

3.2.1. Выбор трансформаторов собственных нужд

Трансформаторы собственных нужд выбираются по мощности собственных нужд каждого энергоблока и напряжению статора генератора.

Для генератора ТВВ 160 - 2Е:

(2.11)

Для генератора ТВФ 120-2. По формуле (2.11):

Заносим номинальные данные в таблицу 2.5

Таблица 2.5 - Номинальные данные трансформаторов собственных нужд

Тип трансформатора	Мощность,МВА	Напряжение,кВ	Потери,кВТ	Напряжение короткого замыкания,%
		ВН	НН	Х.Х.	К.З.
ТМНС - 100000/35	10	18	3,15	12	81	14
ТМНС - 6300/10	6,3	10,5	6,3	8	46,5	8

Выбор резервного трансформатора собственных нужд выбирается по мощности самого мощного трансформатора собственных нужд

(2.12)

Заносим номинальные денные в таблицу 2.6

Таблица 2.6 - Номинальные данные резервных трансформаторов собственных нужд

Тип трансформатора	Мощность,МВА	Напряжение,кВ	Потери,кВТ	Напряжение короткого замыкания,%
		ВН	НН	Х.Х.	К.З.
ТМН - 6300/110	6,3	115	10	44	10,5	10,5
ТРДНС - 40000/330	6,3	10	6,3	7,4	46,5	7,5

3 Технико-экономическое обоснование проекта

3.1 Расчет технико-экономического обоснования проекта производим для первого варианта схемы

Определяем потери электроэнергии в трансформаторах подключенных к шинам высшего и среднего напряжения

, (3.1)

где - потери холостого хода, кВт;

- продолжительность работы трансформатора. Принимаем 8760 ч;

- расчетная максимальная нагрузка трансформатора, МВА;

- номинальная мощность силового трансформатора, МВА;

- продолжительность максимальной потерь; ч.

, (3.2)

где - установочная продолжительность работы энергоблоков (по заданию); ч

Определяем потери электроэнергии в автотрансформаторе связи

Расчет ведется с учетом то, что обмотка низкого напряжения не нагружена

, (3.3)

где - удельные потери в обмотках высшего и среднего напряжения, кВт, кВАp;

- наибольшая нагрузка обмоток высшего и среднего напряжения МВА.

Определим потери в обмотках высшего и среднего напряжения.

(3.4)

(3.5)

где - потери короткого замыкания для каждой пары обмоток, кВт.

Определим коэффициент выгодности

 (3.6)

Определяем наибольшую нагрузку

(3.7)

Определяем суммарные годовые потери электроэнергии

, (3.8)

где - потери блочного трансформатора, кВт.

Определяем суммарные капиталовложения в вариант

, (3.9)

где - стоимость одного трансформатора, тыс. руб.

Определим годовые эксплотационные затраты

, (3.10)

где - Нормативные отчисления на армотизацию. Принимаем равным 6,4 %;

- Нормативные отчисления на обслуживание. Принимаем равным 2 %

- Стоимость одного кВт потерь электроэнергии.

Принимаем равным 50 .

Определяем общие затраты

, (3.11)

где - нормативные коэффициент экономической эффективности. Принимаем равным 0,12.

3.2 Расчет технико-экономического обоснования проекта произведем для второго варианта схемы

Определяем потери электроэнергии в трансформаторах подключенных к шинам высшего и среднего напряжения по формуле 3.1

Определяем потери электроэнергии в автотрансформаторах связи по формулам (3.3 - 3.7)

Определяем суммарные годовые потери электроэнергии по формуле (3.8)

Определяем суммарные капиталовложения в вариант по формуле (3.8)

Определим годовые эксплотационные затраты по формуле (3.10)

Определяем общие затраты по формуле (3.11)

При анализе суммарных годовых потерь электроэнергии и общих затрат выбираем второй вариант схемы

4 Расчет токов короткого замыкания

Составим расчетную схему

За базовое напряжение принимаем напряжение на поврежденной шине U_б=115 кВ

Определяем сопротивление элементов схемы, Ом

Генератор

, (4.1)

где - сопротивление генератора, Ом;

- мощность генератора, МВА.

Трансформатора

, (4.2)

где - сопротивление трансформатора, Ом

Автотрансформатора

(4.3)

(4.4)

, (4.5)

где - напряжение короткого замыкания вн-нн, %;

- напряжение короткого замыкания вн-сн, %;

- напряжение короткого замыкания сн-нн, %.

Значение сопротивлений не учитываем, т.к. они не обтекаются током короткого замыкания

Упрощаем схему

Рисунок 4.3 -Упрощенная схема замещения электростанции

(4.6)

Рисунок 4.4 - Упрощенная схема замещения электростанции



Рисунок 4.5 - Упрощенная схема замещения электростанции

Рассчитаем токи 3 - фазных коротких замыканий

Определяем начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания

, (4.7)

где - сверхпереходное Э.Д.С. источника питания в номинальном режиме работы, В;



Рисунок 4.1 - Расчетная схема электростанции

Составляем схему замещения

Расчет ведем в именованных единицах

Определим ударный ток

, (4.8)

где - ударный коэффициент

Определяем значение периодической составляющей в момент времени

, (4.9)

где - свободное время отключение выключателя

, (4.10)

где - коэффициент периодической состовляющей.

Находим отношение периодической составляющей тока короткого замыкания в начальный момент времени к номинальному току источника питания

, (4.11)

где - номинальная мощность генератора, МВА.

Так как отношение ,то значение принимаем равной 1

Определяем апериодическую составляющую

(4.12)

- расчетное время

постоянная времени затухания периодической составляющей с.

Все расчеты заносим в таблицу 4.1

Таблица 4.1 - Результаты расчетов

Источник	e1	e2	Суммарные значения
Значение сверхпереходных Э.Д.С. - E??* ,В	1,13	1,13	2,26
Значение периодической состовляющей в начальный момент времени - ,кА	2,4	4,7	7,1
Ударный коэффициент -	1,975	1,975	3,95
Значение ударного тока - ,кА	6,7	13,12	19,8
Номинальная мощность источника -	188,2	125	313,2
Номинальный ток источника питания - ,кА	4,1	4,1	8,2
Значение коэффициента -	1	1	2
Значение периодической состовляющей в момент времени - ,кА	6,7	6,7	13,8
Значение экспоненты -	0,13	0,13	0,26
Значение апериодической состовляющей в момент времени - ,кА	1,29	1,29	2,58

5 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей и проверка их на действие токов короткого замыкания

5.1 Выбор токопровода для связи блочного трансформатора с открытым распределительным устройством

Определяем ток нормального режима

, (5.1)

где - Максимальная нагрузка, МВт;

- номинальное напряжение линии, кВ;

- количество линий, шт;

- коэффициент мощности.

Определяем максимальный (послеаварийный) ток

(5.2)

Выбираем сечение провода по экономической плотности тока

(5.3)

где - нормированная плотность тока (выбирается по таблице),

Полученное сечение округляем до ближайшего стандартного значения - А - 400.

Производим проверку выбранного сечения на нагрев

Так как по условию проверки на нагрев не выполняется, то берем сечение 500 мм²

Выбираем марку провода А - 500

Выполняем проверку:

(5.5)

Сечение проверяется на термическую стойкость

Данная проверка не выполняется для данного вида сечения, т.к. провода выполняются не изолированными.

Проверка на динамическую стойкость

Если , то данная проверка не выполняется:

Проверка по условиям короны.

Определим максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля

, (5.6)

где - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода

- радиус провода, см

Определим значение напряженности электрического поля около не расщепленного провода

, (5.7)

, (5.8)

где - расстояние между соседними фазами, м

Провода не будут коронироваться, если :

(5.9)

Так как

5.1 Выбор выключателя и разъединителя

Выбор выключателя и разъединителя введем в табличной форме

Таблица 5.1 - Расчётные и каталожные данные выключателей и разъединителей

Расчетные данные	Каталожные данные
	ВВБК - 110Б - 50	РДЗ - 330,550/3200У
	9408	2976,7

Определяем тепловой импульс тока короткого замыкания

составляющей в отключаемом токе для времени

(5.10)

5.1 Выбор измерительных трансформаторов тока

Выбор трансформатора тока введем в табличной форме

Таблица 5.2 - Расчётные и каталожные данные трансформатора тока в цепи линии 110 кВ

Расчетные данные.	Каталожные данные.
	ТФЗМ 110 - У1

Проверка по вторичной нагрузке.

(5.11)

Так как индуктивное сопротивление токовых цепей не велико, то

, (5.12)

где - сопротивление приборов, Ом;

- сопротивление проводов, Ом;

- сопротивление контактов. Принимаем равным 0,1 Ом.

Определим сопротивление приборов

, , (5.13)

где - мощность самой загруженной фазы, ВА;

- вторичной ток трансформатора тока, А.

Определим длину и сечение проводов

(5.17)

где - номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в

выбранном классе точности, Ом

Определяем сечение и длину проводов

(5.17)

Принимаем кабель типа АКВГ 5?2,5

Так как схема соединения трансформатора тока выбирается полная звезда, а длину соединительных проводов 100 м, то расчетная длина будет равняться 100 м

5.4 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Выбор трансформатора напряжения введем в табличной форме

Таблица 5.4 - Расчётные и каталожные данные трансформатора тока в цепи линии 110 кВ

Тип трансформатора	Номинальное напряжение	Номинальная мощность	Максимальная мощность
		0,5
НКФ - 110 - 57	110/	400	2000

Составим таблицу приборов подключенных к трансформаторам тока

Таблица 5.5 - Вторичная нагрузка трансформатора тока трансформатора тока

Прибор	1Тип	Мощность одной обмотки	Число обмоток			Число приборов	Активная мощность приборов	Реактивная мощность
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Вольтметр	Э - 350	2		1	0	1
Варметр	Д - 335	2	2	1	0	1
Ваттметр	Д - 304	2	2	1	0	1
Счетчик активной энергии	САЗ - 4681	3	2	0,38	0,92	1
Счетчик реактивной энергии	СРЧ - И676	3	2	0,38	0,92	1
Датчик активной энергии	Е - 829	10		1	0	1
Датчик реактивной энергии	Е - 830	10		1	0	1
Итого

Найдем суммарную мощность потребляемую приборами:

, (5.18)

где - сумма мощностей приборов, ВА

(5.19)

5.5 Выбор ограничителей перенапряжений

Ограничителей перенапряжений выбираются по напряжению:

(5.20)

Выбираем ограничитель перенапряжений типа ОПН - 110 ХЛ1.

5.6 Выбор высокочастотных заградителей

Выбор высокочастотных заградителей введем в табличной форме

Таблица 5.6 - Расчетные и номинальные данные высокочастотных заградителей.

Расчетные данные	Каталожные данные
ВЗ - 630 - 0,5У1

5.7 Выбор конденсаторов связи.

Конденсаторов связи выбираются по напряжению:

(5.21)

Выбираем ограничитель перенапряжений типа СМР - 110/ - 0,064

6 Описание распределительного устройства

В открытом распределительном устройстве 220 и 110 кВ применена схема с двумя рабочими и обходной системами шин. Рабочие шины состоят из выключателя типа ВВБК - 110Б - 50, разъединителя типа РДЗ. Для защиты обмоток трансформатора и сборных шин от перенапряжений применяют ограничителя перенапряжений типа ОПН - 110ХЛ1. Для высокочастотной связи и передача различный данных между пунктами применят конденсатор связи типа СМК - 110/ - 0,064. Для передачи сигналов противоаварийной автоматики и релейной защиты применят высокочастотный заградитель типа ВЗ - 630 - 0,5 У1.

Так же по территории открытого распределительного устройства предусматриваются проезды для возможности механизации и ремонта оборудования. Силовые и контрольные кабели прокладываем в железобетонных лотках, служащими пешеходной дорожкой. В местах прохода людей под сборными шинами и ошиновкой натянута металлическая сетка, служащая для защиты персонала.

Открытое распределительное устройство имеет ограждение. Достоинством схемы на стороне высокого напряжения является высокая надежность: при ревизии любого одного выключателя или при коротком замыкании на сборных шинах все присоединения остаются в работе. Количество операций с разъединителем при выводе в ремонт выключателя значительно снижается. Эта схема применяется в распределительных устройствах 330 - 750 кВ на мощных электростанциях. Достоинством схемы на стороне среднего напряжения является: Применение совмещенного шиносоединительного и обходного выключателя снижает капитальные затраты. Эта схема применяться в распределительных устройствах 110 - 220 кВ на стороне высокого и среднего напряжения.

Размещено на Allbest.ru