Тепловые конденсационные электрические станции

Технологическая схема пылеугольного блока. Выбор мощности рабочего и пускорезервных трансформаторов собственных нужд. Расчет токов короткого замыкания в схеме электроснабжения. Системы охлаждения и возбуждения турбогенератора. Режимы работы генератора.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 13.05.2013
Размер файла 2,7 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/

89

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПЫЛЕУГОЛЬНОГО БЛОКА 800МВт

1.1 Технологическая схема пылеугольного блока 800МВт

1.2 Выбор и обоснование схемы питания собственных нужд

1.3 Определение расчетной нагрузки собственных нужд пылеугольного блока 800МВт. Выбор мощности рабочего и пускорезервных трансформаторов собственных нужд

1.4 Выбор электродвигателей 6кВ механизмов собственных нужд

1.5 Проверка электродвигателей двигателей по условиям пуска и самозапуска

1.6 Расчет токов короткого замыкания в схеме электроснабжения собственных нужд блока

1.7 Выбор и проверка ячеек комплектных распределительных устройств 6кВ для схемы электроснабжения собственных нужд

1.8 Выбор и проверка комплектных токопроводов и силовых кабелей 6кВ

Выводы

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСПОЛАГАЕМОЙ МОЩНОСТИ ТУРБОГЕНЕРАТОРА ТГВ-800-2У3 В ЗАДАННОМ ЭКСПЛУАТАЦИОННОМ РЕЖИМЕ

2.1 Конструкция и технические данные турбогенератора ТГВ-800-2У3

2.2 Системы охлаждения и возбуждения турбогенератора ТГВ-800-2У3

2.3 Режимы работы синхронного генератора

2.4 Порядок построения диаграммы мощности генератора

2.5 Определение допустимого тока ротора

2.6 Построение диаграммы мощности генератора

Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Тепловые конденсационные электрические станции (КЭС).

На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат уголь, торф, горючие сланцы, а также газ и мазут. В отечественной энергетике на долю КЭС приходится до 60% выработки электроэнергии.

Основными особенностями КЭС являются: удаленность от потребителей электроэнергии, что определяет в основном выдачу мощности на высоких и сверхвысоких напряжениях, и блочный принцип построения электростанции. Мощность современных КЭС обычно такова, что каждая из них может обеспечить электроэнергией крупный район страны. Отсюда еще одно название электростанций этого типа -- государственная районная электрическая станция (ГРЭС). На рис. 1.2 показан общий вид современной КЭС, а на рис. 1.3 -- упрощенная принципиальная технологическая схема энергоблока КЭС Энергоблок представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления -- блочным щитом. Связей между соседними энергоблоками по технологическим линиям обычно не предусматривается. Построение КЭС по блочному принципу дает определенные технико-экономические преимущества, которые заключаются в следующем:

- облегчается применение пара высоких и сверхвысоких параметров

вследствие более простой системы паропроводов, что особенно важно для

освоения агрегатов большой мощности;

- упрощается и становится более четкой технологическая схема электростанции, вследствие чего увеличивается надежность работы и облегчается эксплуатация;

- уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать резервное тепломеханическое оборудование;

- сокращается объем строительных и монтажных работ;

- уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанции;

- обеспечивается удобное расширение электростанции, причем новые энергоблоки при необходимости могут отличаться от предыдущих по своим параметрам.

Современные КЭС оснащаются в основном энергоблоками 200 -- 800 МВт. Применение крупных агрегатов позволяет обеспечить быстрое наращивание мощностей электростанций, приемлемые себестоимость электроэнергии и стоимость установленного киловатта мощности станции.

Наиболее крупные КЭС в настоящее время имеют мощность до 4 млн. кВт. Сооружаются электростанции мощностью 4 -- 6,4 млн. кВт с энергоблоками 500 и 800 МВт. Предельная мощность КЭС определяется условиями водоснабжения и влиянием выбросов станции на окружающую

среду.

Современные КЭС весьма активно воздействуют на окружающую среду: на атмосферу, гидросферу и литосферу. На атмосферу влияние сказывается в большом потреблении кислорода воздуха для горения топлива и в выбросе значительного количества продуктов сгорания. Это в первую очередь газообразные окислы углерода, серы, азота, ряд которых имеет высокую химическую активность. Летучая зола, прошедшая через золоуловители, загрязняет воздух. Наименьшее загрязнение атмосферы (для станций одинаковой мощности) отмечается при сжигании газа и наибольшее - при сжигании твердого топлива с низкой теплотворной способностью и высокой зольностью. Необходимо учесть также большие уносы тепла в атмосферу, а также электромагнитные поля, создаваемые электрическими установками высокого и сверхвысокого напряжения

КЭС загрязняет гидросферу большими массами теплой воды, сбрасываемыми из конденсаторов турбин, а также промышленными стоками, хотя они проходят тщательную очистку.

Для литосферы влияние КЭС сказывается не только в том, что для работы станции извлекаются большие массы топлива, отчуждаются и застраиваются земельные угодья, но и в том, что требуется много места для захоронения больших масс золы и шлаков (при сжигании твердого топлива).

Влияние КЭС на окружающую среду чрезвычайно велико. Например, о масштабах теплового загрязнения воды и воздуха можно судить по тому, что около 60% тепла, которое получается в котле при сгорании всей массы топлива, теряется за пределами станции. Учитывая размеры производства электроэнергии на КЭС, объемы сжигаемого топлива, можно предположить, что они в состоянии влиять на климат больших районов страны. В то же время решается задача утилизации части тепловых выбросов путем отопления теплиц, создания подогревных прудовых рыбохозяйств. Золу и шлаки используют в производстве строительных материалов и т. д.

1. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПЫЛЕУГОЛЬНОГО БЛОКА 800МВт

пылеугольный трансформатор турбогенератор электроснабжение

1.1 Технологическая схема пылеугольного блока 800МВт

На рисунке 1.1 приведена схема блока мощностью 800МВт с турбиной К-200-130 и одноступенчатым промежуточным газовым перегревом пара. Турбина имеет три цилиндра: цилиндр высокого давления (ЦВД) с одним промежуточным отбором пара на регенеративный подогреватель (ПВД №1). Второй отбор пара на регенерацию осуществляется после ЦВД.

Цилиндр среднего давления ЦСД состоит из ЧСД и ЧНД. Последняя рассчитана на пропуск 1/3 пара, поступающего в конденсатор; 2/3 пара пропускаются через двухпоточный цилиндр низкого давления (ЦНД).

В регенеративных ПВД, а также в ПНД №4 предусматриваются встроенные пароохладители.

Рабочий питательный насос имеет привод от вспомогательной паровой турбины, питаемой паром из третьего отбора главной турбины. Использованный пар турбопривода насоса отводится в ПНД №5 или в цилиндр ЧНД. Пускорезервный питательный насос рассчитан на производительность 50% максимального расхода питательной воды и приводится в действие электродвигателем.

В зависимости от местных условий и стоимости топлива в тепловую схему могут быть внесены изменения (установка выносных пароохладителей, отказ от пароохладителей и т.п.). При глубоком обессоливании конденсата турбины и добавочной воды термическая отчистка воды исключается.

1.2 Выбор и обоснование схемы питания собственных нужд

Схемы питания с.н. КЭС, как и главная схема, строятся на блочном принципе: РУ каждого блока присоединяют через рабочие ТСН к ответвлению от генератора данного блока. Если между генератором и повышающим трансформатором предусмотрен выключатель, то ТСН присоединяют к ответвлению между выключателем и блочным трансформатором. Электроприемники с.н. блока питаются от РУ данного блока, а электроприемники общестанционного назначения распределяют между блочными РУ по возможности равномерно. Электрические поперечные связи (резервные магистрали) между РУ с.н. разных блоков сооружают лишь для резервного питания. Распределительные устройства 6кВ выполняют по схеме с одной секционированной системой сборных шин. Собственные нужды каждого блока питаются от двух и более секций с тем, чтобы при отказе (или ремонте) на одной из секций можно было сохранить в работе блок, хотя бы и при пониженной нагрузке (обычно до 50-60%). К секциям 6кВ подключают крупные двигатели мощностью 200кВт и более. Сюда же присоединяют и трансформаторы второй ступени трансформации: 6/0,4кВ.

Секционирование сборных шин РУ 6кВ повышает надежность работы блока и при соответствующем выборе рабочих ТСН ограничивает токи к.з. в РУ и в сети данного напряжения.

Число и мощность резервных трансформаторов с.н. зависят от расстановки выключателей в блоке. В схеме, где генераторные выключатели установлены не на всех блоках, для обеспечения пусков и остановов блоков необходимы обходные пути питания, в качестве которых используют цепи резервного питания. Местами присоединения ПРТСН могут быть:

а) сборные шины РУ СН;

б) третичная обмотка автотрансформатора связи между РУ высшего и среднего напряжений;

в) ответвление на генераторном напряжении от блока, имеющего генераторный выключатель.

В соответствии с приведенными выше рекомендациями составим схему питания собственных нужд ГРЭС-3200МВт (рисунок 1.2).

ПГ - парогенератор; ПЕ - пароперегреватель первичного пара; ПП - промежуточный пароперегреватель; ЦВД ЦСД ЦНД - цилиндры высокого, среднего и низкого давления паровой турбины; ЭГ - электрогенератор; К - конденсатор турбины; Д - деаэратор; ПЭ - подогреватель конденсата паром от эжекторов; ПУ - подогреватель конденсата паром из уплотнений турбины; СИ - сетевой насос; СК - стопорные клапаны; БРОУ -редукционно-охладительная установка; КН-1 - конденсатные насосы первого подъема; КН-2 конденсатные насосы второго подъема; ХОК - установка для химического обессоливания конденсата; ПВТ - пиковый водогрейный теплогенератор; П-4, П-5, П-6, П-7, П-8, П-9 - ПНД; ПО-4 - поверхностный охладитель пара; ПН - питательные насосы; ТП ~ турбопривод питательного насоса; БН- бустерный насос; Л-1, П-2, П-3 -ПВД; ОК- охладитель конденсата; РБ - расширительный бак.

Рисунок 1.1 - Принципиальная тепловая схема блока К-800-130.

1.3 Определение расчетной нагрузки собственных нужд пылеугольного блока 800МВт. Выбор мощности рабочего и резервного трансформаторов собственных нужд

Расчетная нагрузка и перечень механизмов приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Расчетная нагрузка и перечень механизмов с.н. пылеугольного блока 800МВт.

Механизмы и понижающие трансформаторы

Расчетная мощность на валу механизма, кВт

Всего на блок

Секция А

Секция Б

Количество

Суммарная мощность, кВт

Количество

Суммарная мощность, кВт

Блочная нагрузка с.н. 6кВ

Конденсатный насос 1ст

390

3

2

780

1

390

Конденсатный насос 2ст

740

3

2

1480

1

740

Сливной насос ПНД

170

2

1

170

1

170

Насос эжекторной установки

320

2

1

320

1

320

Насос маслоохлодителя

250

2

1

250

1

250

Насос газоохлодителя генератора

237

2

1

237

1

237

Мельница среднеходовая

640

8

4

2560

4

2560

Дымосос рециркуляции

650

2

1

650

1

650

Дымосос вторичного тракта

3150

2

1

3150

1

3150

Дымосос первичного тракта

1620

2

1

1620

1

1620

Дутьевой вентилятор

2800

2

1

2800

1

2800

Вентилятор первичного дутья

4200

1

-

-

1

4200

Вентилятор избыточного воздуха

400

2

1

400

1

400

Насос багерный

460

2

1

460

1

460

Трансформатор рабочий блока

1000

4

2

2000

2

2000

Трансформатор резервный

1000

1

1

1000

-

-

Трансформатор электро-фильтров

1000

4

2

2000

2

2000

Циркуляционный насос

2500

2

1

2500

1

2500

Трансформатор БЩУ

630

1

1

630

-

-

Общестанционная нагрузка с.н. (на блок)

Насос кислотной промывки

1933

1

-

-

1

1914

Резервный возбудитель

2640

1

1

2640

-

-

Насос обмывок РВП

132

1

1

132

-

-

Насос 1 подъема насосной станции

528

2

1

528

1

528

Насос орошающей воды

132

1

1

132

-

-

Грунтовый насос багерной

554

2

1

554

1

554

Насос смывной воды

132

1

1

132

-

-

Дробилка молотковая

726

2

1

726

1

726

Конвейер 1

112

1

-

-

1

112

Конвейер 2

264

1

1

264

-

-

Конвейер 3

191

1

-

-

1

191

Конвейер 4

297

1

-

-

1

297

Трансформатор

660

6

3

1980

3

1980

Трансформатор

415

4

1

415

3

1247

Трансформатор

264

2

1

264

1

264

Трансформатор

165

1

1

165

-

-

Расчетная нагрузка

 

30939

32260

Расчетная нагрузка S1, кВА

 

63199

В соответствии с расчетной нагрузкой выберем в качестве рабочего трансформатора собственных нужд блока 800МВт трансформатор типа 2*ТРДНС-40000/35.

В качестве резервного трансформатора подключенного к РУ 220 кВ выберем трансформатор типа 2*ТРДНС-40000/220.

Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3- Параметры выбранных трансформаторов.

S,МВА

кВ

,кВ

,%

,%

,кВт

ТРДНС-40000/35

40

24

6,3

12,7

40

170

ТРДНС-40000/220

40

230

6,3

12,5

28

170

Рисунок 1.3.- Расчётная схема питания собственных нужд блока.

1.4 Выбор электродвигателей 6кВ механизмов собственных нужд

Электродвигатели выбирают таким образом, чтобы их электрические и механические параметры соответствовали параметрам приводимых ими рабочих машин во всех режимах их работы. [2, стр.190].

На КЭС двигатели обычно работают в помещениях с большой влажностью и запыленностью, под воздействием больших вибраций. В таких условиях электродвигатели должны работать надежно. Наиболее полно приведенным условиям соответствуют асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором. Их конструкция относительно проста, поэтому они надежны в работе и несложны в обслуживании. Их пуск осуществляется путем подачи выключателем полного напряжения сети. Сюда еще следует добавить дешевизну и широкую номенклатуру параметров и исполнений, на которые изготовляют асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором отечественные заводы. По вышеприведенным причинам будем использовать для привода механизмов собственных нужд именно асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором защищенного исполнения серий ДАЗО, ВАН, АЗМ.

Выбранные электродвигатели и их основные технические данные приведены в таблице 1 .4 [3, стр. 166-209].

Таблица 1.4 - Электродвигатели механизмов собственных нужд и их основные параметры.

Оборудование

, кВт

кВ

Тип ЭД

, об/мин

,%

Конденсатный насос 1 ст

400

6

ДА304-400Х-4У1

1484

0,87

94,2

7

Конденсатный насос 2 ст

800

6

ДА304-450У-4У1

1485

0,88

95

7

Сливной насос ПНД

267

6

ДА304-400Х-6У1

987

0,85

93,9

6.5

Насос эжекторный

400

6

ДА304-400Х-4У]

1484

0,87

94,2

7

Насос маслоохлодителя

315

6

ДА304-400ХК-4У1

1484

0,88

93,7

7

Насос газоохлодителя

315

6

АОЗ-355М-4У3

1500

0,93

94,5

7

Мельница среднеходовая

800

6

ДА304-560УК-8У1

744

0,8

95

6

Дымосос рециркуляции

800

6

ВАН-15-31-8

740

0,865

93,7

4,6

Дымосос вторичного тракта

3200

6

2А3М-3200/6000УХЛ4

2985

0,91

96,8

6,3

Дымосос первичного тракта

2000

6

2АЗМ-2000/ 6000УХЛ4

2975

0.91

96,5

4,8

Дутьевой вентилятор

3200

6

2АЗМ-3200/ 6000УХЛ4

2985

0,91

96,8

6,3

Вентилятор первичного дутья

5000

6

2АЗМ-5000/6000УХЛ4

2985

0,92

97,4

6,5

Вентилятор избыточного воздуха

400

6

ДА304-400Х-4У1

1484

0,87

94,2

7

Насос багерный

500

6

ДА304-400У-4У1

1484

0,87

94,7

7

Циркуляционный насос

2500

6

2АЗМ-2500/ 6000УХЛ4

2975

0,92

96,9

5,3

Насос кислотной промывки

2000

6

2АЗМ-2000/ 6000УХЛ4

2975

0,91

96,5

4,8

Резервный возбудитель

3200

6

2АЗМ-3200/ 6000УХЛ4

2985

0,91

96,8

6,3

Насос обмывок РВП

250

6

ДА304-450Х-10У1

589

0.78

92,5

6

Насос орошающей воды

160

6

АОЗ-400М-6Т2

1000

0,85

93

7

Грунтовый насос багерной

630

6

ДА304-450Х-4У1

1485

0,87

94,7

7

Насос смывной воды

160

6

АОЗ-400М-6Т2

1000

0,85

93

7

Дробилка молотковая

800

6

ДА304-560УК-8У1

744

0,8

95

6

Насос 1 подъема насосной станции

630

6

ДА304-450У-6У1

988

0,85

94,7

6.5

Конвейер 1

160

6

АОЗ-400М-6Т2

1000

0,85

93

7

Конвейер 2

315

6

ДА304-400ХК-4У1

1484

0,88

93,7

7

Конвейер 3

200

6

АОЗ-400С-8У2

750

0,87

93,7

6,5

Конвейер 4

315

6

ДАЗО4-400ХК-4У1

1484

0,88

93,7

7

Выбранные трансформаторы 6/0,4кВ и их основные технические данные приведены в таблице 1.5 [3, стр. 121-123].

Таблица 1.5 - Трансформаторы 6/0,4кВ собственных нужд и их основные параметры.

Трансформатор

Тип

,кВА ном '

,%

Трансформатор рабочий блока

ТСЗ-1000/10

1000

5,5

Трансформатор резервный

ТСЗ-1000/10

1000

5,5

Трансформатор электрофильтров

ТСЗС-1000/10

1000

8

Трансформатор БЩУ

ТСЗС-630/10

630

5,5

Трансформатор 6/0,4 кВ

ТСЗС-630/10

630

5,5

Трансформатор 6/0,4 кВ

ТСЗС-630/10

630

5,5

Трансформатор 6/0,4 кВ

ТСЗС-400/10

400

8

Трансформатор 6/0,4 кВ

ТСЗ-250/10

250

5,5

Рассчитаем сопротивления двигателей и трансформаторов и составим схему замещения с.н. блока.

Для расчета сопротивлений в относительных единицах с приближенным приведением зададимся базисной мощностью

Sб = 1000 МВА.

Определим сопротивление рабочего трансформатора с.н.:

Где напряжение короткого замыкания обмоток трансформатора :

Определим сопротивление резервного трансформатора с.н. подключенного к РУ-220кВ:

Где напряжение короткого замыкания обмоток трансформатора:

Определяем сопротивление двигателей

Сопротивление двигателя конденсатного насоса 1 ступени:

Сопротивление двигателя конденсатного насоса 2 ступени:

Сопротивление двигателя насоса ПНД:

Сопротивление двигателя насоса эжекторной установки:

Сопротивление двигателя насоса маслоохлодителя:

Сопротивление двигателя насоса газоохлодителя генератора:

Сопротивление двигателя мельницы среднеходовой:

Сопротивление двигателя дымососа рециркуляции:

Сопротивление двигателя дымососа вторичного тракта:

Сопротивление двигателя дымососа первичного тракта:

Сопротивление двигателя дутьевого вентилятора:

Сопротивление двигателя вентилятора первичного дутья:

Сопротивление двигателя вентилятора избыточного воздуха:

Сопротивление двигателя багерного насоса:

Сопротивление двигателя циркуляционного насоса:

Сопротивление двигателя насоса кислотной промывки:

Сопротивление двигателя резервного возбудителя:

Сопротивление двигателя насоса обмывок РВП:

Сопротивление двигателя насоса орошающей воды:

Сопротивление двигателя грунтового насоса:

Сопротивление двигателя насоса смывной воды:

Сопротивление двигателя дробилки молотковой:

Сопротивление двигателя насоса первичного подъема насосной станции:

Сопротивление двигателя конвейера 1:

Сопротивление двигателя конвейера 2:

Сопротивление двигателя конвейера 3:

Сопротивление двигателя конвейера 4:

Определяем сопротивления трансформаторов

Сопротивление трансформатора рабочего блока:

Сопротивление резервного трансформатора:

Сопротивление трансформатора электрофильтра:

Сопротивление трансформатора БЩУ:

Сопротивление трансформаторов 6/0,4 кВ:

Определяем сопротивления эквивалентных двигателей подключенных к обмоткам низкого напряжения трансформаторов 6/0,4кВ:

-двигателей подключенных к рабочему трансформатору 6/0,4 кВ блока

- двигателей подключенных к резервному трансформатору 6/0,4 кВ блока

- двигателей подключенных к трансформатору электрофильтров

-двигателей подключенных к трансформатору 6/0,4 кВ

Рисунок 1.4. - Расчётная схема питания собственных нужд блока.

1.5 Проверка электродвигателей двигателей по условиям пуска и самозапуска

Пуск электродвигателя считается успешным, если агрегат развернулся из неподвижного состояния до номинальной частоты вращения и при этом температура обмоток двигателя не превысила допустимого значения. Так как при пуске асинхронные двигатели потребляют из сети большой ток ( 5 - 11ном), то при одновременном запуске большого количества мощных двигателей на шинах питания собственных нужд происходит глубокая посадка напряжения, и двигатели могут не развернуться до номинальной частоты вращения или разгон будет происходить слишком долго, что ведет к недопустимому нагреву обмоток. Поэтому необходимо чтобы во время пуска двигателей с.н. напряжение на шинах питания не падало ниже допустимого (для КЭС высокого давления Udon=0,6UnumCH). Следует отметить, что значение

допустимого напряжения при самозапуске группы двигателей может рассматриваться лишь как грубая предварительная оценка этого процесса. Она ни в коем случае не может исключить необходимость определения в дальнейшем полного времени самозапуска для оценки успешность этого процесса [2, стр.228].

Время перерыва электроснабжения с.н., как правило, не должно превышать:

-- 0,7с при отключении цепи рабочего питания действием основной защиты;

-- 1,5с при отключении цепи рабочего питания действием его резервной защиты;

-- 2,0с при отключении рабочего ТСН (с расщепленными обмотками НН) действием резервной защиты на стороне ВН [2, стр. 225].

В рассматриваемой схеме пуск двигателей из неподвижного состояния осуществляется через один из пускорезервных трансформаторов с.н.

Найдем эквивалентное сопротивление секций:

-- секция А:

-- секция Б:

Определяем распределение токов по секциям при пуске от резервного трансформатора:

-- секция А:

-- секция Б:

Определяем восстанавливающееся напряжение на секциях при пуске :

-- секция А:

-- секция Б:

Определяем распределение токов по секциям при пуске от рабочего трансформатора собственных нужд:

-- секция А:

-- секция Б:

Определяем восстанавливающееся напряжение на секциях в момент начала самозапуска:

-- секция А

-- секция Б

Из расчетов видно, что пуск двигателей как от рабочего, так и от резервного трансформаторов собственных нужд, пройдет успешно, так как остаточное напряжение на секциях выше допустимого ().

Рассчитаем условия самозапуска двигателей собственных нужд от рабочего и резервного трансформаторов собственных нужд после перерыва питания (секунд).

По заданному перерыву питаня с по универсальным кривым эквивалентного двигателя находим коэффициент, учитывающий снижения пускового тока из-за того, что за время перерыва питания электродвигатели не успели полностью затормозиться,

Определяем распределение токов по секциям при самозапуске от рабочего трансформатора собственных нужд:

-- Ток секции А

-- секция Б:

Определяем восстанавливающееся напряжение на секциях в момент начала самозапуска:

-- секция А

-- секция Б:

Определяем распределение токов по секциям при самозапуске от резервного трансформатора собственных нужд:

-- Ток секции А

-- Ток секции Б

Определяем восстанавливающееся напряжение на секциях в момент начала самозапуска:

-- секция А

-- секция Б

Из расчетов видно, что пуск двигателей как от рабочего, так и от резервного трансформаторов собственных нужд, пройдет успешно, так как остаточное напряжение на секциях выше допустимого ().

1.6 Расчет токов короткого замыкания в схеме электроснабжения собственных нужд блока

Расчет производим для случаев питания секций от рабочего и резервного трансформаторов собственных нужд.

Для расчета токов короткого замыкания в относительных единицах с приближенным приведением зададимся следующими параметрами:

Расчет токов КЗ при питании секций собственных нужд от рабочего трансформатора собственных нужд.

Схема замещения станции при питании секций с.н. от рабочего трансформатора приведена на рисунке 1.5.

Рисунок 1.5- Схема замещения при питании секций с.н. от рабочего трансформатора.

Значения сопротивлений 100-105 взяты из курсового проекта ЭЧС ч.1

Определим активные сопротивления обмоток рабочего трансформатора собственных нужд:

; ;

;;

Свернем схему замещения относительно секции А:

;

;

;

;

;

;

1,178;

;

;

;

Схема замещения свернутая относительно секции А показана на рисунке 1.6.

Рисунок 1.6 - Схема замещения свернутая относительно секции А.

Расчет трехфазного КЗ.

Поскольку определен состав ветвей и для каждой из них найдены индуктивное и активное сопротивления, можно приступить к заполнению левой части таблицы 1.6, используя формулы:

; (1.1)

где - номер ветви,

- сверхпереходной ток КЗ ветви,

; (1.2)

Где - Расчётное сопротивление ветви,

- сумма номинальных мощностей всех генераторов ветви,

; (1.3)

где -- постоянная времени ветви,

; (1.4)

где - ударный коэффициент,

; (1.5)

где - ударный ток КЗ ветви,

(1.6)

где - коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ,

; (1.7)

где - апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени ,

; (1.8)

где - периодическая составляющая тока КЗ,

заполним таблицу 1.6.

tce = 0,06с -- собственное время отключения выключателя,

toe - 0,08с - полное время отключения выключателя. tce и toe приняты в соответствии с параметрами принятого к установке выключателя (VF 07.12.50).

(1.9)

где - минимальное время действия релейной защиты, принятое равным 0,01с.

; (1.10)

где - максимальное время действия релейной защиты, принятое равным 0,1с.

Заполним таблицу.

Таблица 1.6 - Трехфазное КЗ на шинах 6кВ при питании от рабочего трансформатора с.н.

Ветвь

С1

4500

20,042

4,57

90,189

1,178

0,054

1,83

11,8

0,09

0,58

0,011

1

4,57

1

4,57

G1

941

6,594

13,89

6,2

0,026

0,81

1,99

39,1

0,85

16,69

0,16

1

13,89

1

13,89

С2

8500

27,24

3,36

231,54

1,0044

0,086

1,89

8,98

0,22

1,05

0,0043

1

3,36

1

3,36

G2

941

30,35

3,02

28,56

0,186

0,52

1,98

8,46

0,78

3,33

0,035

1

3,02

1

3,02

G3

941

30,35

3,02

28,56

0,186

0,52

1,98

8,46

0,78

3,33

0,035

1

3,02

1

3,02

G4

941

30,35

3,02

28,56

0,186

0,52

1,98

8,46

0,78

3,33

0,035

1

3,02

1

3,02

30,88

85,26

28,31

30,88

30,88

Расчет токов КЗ при питании секций собственных нужд от резервного трансформатора собственных нужд.

Схема замещения станции при питании секций с.н. от резервного трансформатора подключённого к шинам 220 кВ приведена на рисунке 1.7.

Рисунок 1.7- Схема замещения при питании секций с.н. от резервного трансформатора подключённого к шинам 220 кВ.

Значения сопротивлений 100-105 взяты из курсового проекта ЭЧС ч.1

Определим активные сопротивления обмоток резервного трансформатора собственных нужд:

; ;

;;

Свернем схему замещения относительно секции А:

;

;

;

;

;

;

;

;

;

Схема замещения свернутая относительно секции А показана на рисунке 1.8.

Рисунок 1.8 - Схема замещения свернутая относительно секции А.

Используя формулы:

;

где - номер ветви,

- сверхпереходной ток КЗ ветви,

;

Где - Расчётное сопротивление ветви,

- сумма номинальных мощностей всех генераторов ветви,

;

где -- постоянная времени ветви,

;

где - ударный коэффициент,

;

где - ударный ток КЗ ветви,

где - коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ,

;

где - апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени ,

;

где - периодическая составляющая тока КЗ,

заполним таблицу 1.6.

tce = 0,06с -- собственное время отключения выключателя,

toe - 0,08с - полное время отключения выключателя. tce и toe приняты в соответствии с параметрами принятого к установке выключателя (VF 07.12.50).

где - минимальное время действия релейной защиты, принятое равным 0,01с.

;

где - максимальное время действия релейной защиты, принятое равным 0,1с.

Расчет двухфазного КЗ.

Исходной для расчета двухфазного КЗ является таблица расчета трехфазного КЗ (таблица 1.6).

Порядок заполнения таблицы расчета двухфазного КЗ следующий:

-- в столбцах и записываем соответствующие значения и , взятые из таблицы расчета трехфазного КЗ;

-- и - удвоенные значения и , взятые из той же таблицы;

-- в столбцах , ,, и проставляем прочерки.

В соответствии с изложенным заполняют таблицу расчета двухфазного КЗ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 1.7 - Трехфазное КЗ на шинах 6кВ при питании от резервного трансформатора подключенного к ОРУ-220 кВ

Ветвь

С1

4500

11,6

5,55

74,25

0,62

0,04

1,7

11,3

0,056

0,44

0,013

1

5,55

1

5,55

G1

941

10,4

16,8

5,11

0,052

0,6

1,9

40,5

0,82

19.57

0,195

1

16,88

1

16,88

С2

8500

15,8

4,1

190,6

0,546

0,07

1,8

10,3

0,16

0,93

0,0052

1

4,1

1

4,1

G2

941

17,5

3,67

23,5

0,091

0,4

1,97

10,1

0,74

3,84

0,043

1

3,67

1

3,67

G3

941

17,5

3,67

23,5

0,091

0,4

1,97

10,1

0,74

3,84

0,043

1

3,67

1

3,67

G4

941

17,5

3,67

23,5

0,091

0,4

1,97

10,1

0,74

3,84

0,043

1

3,67

1

3,67

37.54

92,4

32,46

37.54

37.54

Расчет тока подпитки точки КЗ от электродвигателей секции А.

Для расчета тока подпитки зададимся следующими параметрами:

- коэффициент пускового тока

- постоянная времени периодической составляющей тока подпитки

- постоянная времени апериодической составляющей тока подпитки

Определим эквивалентную номинальную мощность двигателей подключенных к секции А

-- номинальная мощность:

-- коэффициент пускового тока:

-- постоянная времени периодической составляющей тока подпитки:

-- постоянная времени апериодической составляющей тока подпитки:

Определяем ток подпитки точки короткого замыкания при трехфазном КЗ в момент времени t = 0

Определяем ударный ток подпитки точки короткого замыкания при трехфазном КЗ

Определяем апериодическую и периодическую составляющие тока подпитки при трехфазном КЗ в момент времени расхождения контактов выключателя t = ф:

Определяем периодическая составляющая тока подпитки при трехфазном КЗ в момент отключения t = tоткл

Расчет тока подпитки точки КЗ от электродвигателей секции Б.

Для расчета тока подпитки зададимся следующими параметрами:

- коэффициент пускового тока

- постоянная времени периодической составляющей тока подпитки

- постоянная времени апериодической составляющей тока подпитки

-- номинальная мощность:

-- коэффициент пускового тока:

-- постоянная времени периодической составляющей тока подпитки:

-- постоянная времени апериодической составляющей тока подпитки:

Периодическая составляющая тока подпитки точки короткого замыкания при трехфазном КЗ:

Ударный ток подпитки:

Апериодическая и периодическая составляющие тока подпитки в момент времени расхождения контактов выключателя :

Периодическая составляющая тока подпитки в момент отключения:

Результаты расчета токов короткого замыкания в схеме собственных нужд блока приведены в таблице 1.8.

Таблица 1.8 - Значения токов КЗ в схеме электроснабжения собственных нужд.

Место КЗ

Трехфазное КЗ

Двухфазное КЗ

Секция А

Ток от рабочего трансформатора

30,8

85,2

28,3

30,8

30,8

26,7

73,8

24,5

26,7

26,7

Ток подпитки от двигателя

17,6

30

4,3

6,5

1,3

15,2

25,9

3,7

5,6

1,13

Суммарный ток КЗ

48,5

115

32,6

37,3

32,1

41,9

99,7

28,2

32,3

27,83

Секция Б

Ток от рабочего трансформатора

30,8

85,2

28,3

30,8

30,8

26,7

73,8

24,5

26,7

26,7

Ток подпитки от двигателя

20,2

34,1

1,114

7,5

1,57

17,5

29,5

0,96

6,5

1,33

Суммарный ток КЗ

51,1

119

29,4

38,3

32,3

44,2

103

25,5

33,2

28,03

Секция А

Ток от резервного трансформатора

37,5

92,4

32,4

37,5

37,5

32,5

80

28,1

32,5

32,5

Ток подпитки от двигателя

17,6

30

4,3

6,5

1,3

15,2

25,9

3,7

5,6

1,13

Суммарный ток КЗ

55,1

122

36,7

44

38,8

47,7

105

31,8

38,1

33,63

Секция Б

Ток от резервного трансформатора

37,5

92,4

32,4

37,5

37,5

32,5

80

28,1

32,5

32,5

Ток подпитки от двигателя

20,2

34,1

1,114

7,5

1,57

17,5

29,5

0,96

6,5

1,33

Суммарный ток КЗ

57,7

126,5

33,5

45

39,04

50

109

29,1

39

33,8

1.7 Выбор и проверка ячеек комплектных распределительных устройств 6кВ для схемы электроснабжения собственных нужд

Комплектное распределительное устройство (КРУ) это распределительное устройство, состоящее из закрытых шкафов с встроенными в та аппаратами, измерительными и защитными приборами и вспомогательными устройствами. Шкафы КРУ изготавливаются на заводах, что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения более надежной работы электрооборудования. Шкафы с полностью собранным и готовым к работе оборудованием поступают на место монтажа, где их устанавливают, соединяют сборные шины на стыках шкафов, подводят силовые и контрольные кабели. Применение КРУ позволяет ускорить монтаж распределительного устройства. КРУ безопасно в обслуживании, так как все части, находящиеся под напряжением, закрыты металлическим кожухом.

Тип ячейки КРУ выбирается в зависимости от места установки, номинального напряжения РУ, номинального тока сборных шин и рабочего форсированного тока присоединения. [3, стр. 470]

Выбор ячейки КРУ присоединения трансформатора Т10 :

Примем к установке КРУ внутренней установки типа К-104М с элегазовыми выключателем типа VF07.20.50 и номинальным током шкафа 2000А. [3, стр. 512].

Выбор ячейки КРУ присоединения трансформатора Т6 (рабочего):

Примем к установке КРУ внутренней установки типа К-104М с элегазовыми выключателем типа VF07.20.50 и номинальным током шкафа 2000А.

Выбор ячейки КРУ присоединения двигателя вентилятора первичного дутья:

Примем к установке КРУ внутренней установки типа К-104М с элегазовыми выключателем типа VF07.20.50 и номинальным током шкафа 1000А.

Так как мощность всех остальных присоединений меньше мощности вентилятора первичного дутья, а шкафы серии К-104М на номинальные токи меньше 1000А не выпускаются, то в ячейках остальных присоединений примем к установке КРУ такого же типа, как и в присоединении вентилятора первичного дутья.

Технические данные принятых к установке ячеек КРУ приведены в таблице 1.9 [3, стр. 512].

Таблица 1.9 - Технические данные КРУ типа К-104М .

Параметр

Значение параметра

Номинальное напряжение,

6

Номинальный ток сборных шин,

5000

Номинальный ток шкафов,

1000; 2000

Ток динамической стойкости сборных шин,

128

Ток динамической стойкости шкафов,

80

Тип выключателя

VF07.20.50

Параметры принятых к установке выключателей приведены в таблице 1.10 [3, стр. 230].

Таблица 1.10- Технические данные выключателя.

Параметр

Значение параметра

Номинальное напряжение,

6

Номинальный ток,

2000

Номинальный ток отключения,

50

Номинальное содержание апериодической составляющей,

40

Предельный сквозной ток, , кА

-- амплитудное значение

-- действующее значение периодической составляющей

128

64

Номинальный ток включения, , кА

-- амплитудное значение

-- действующее значение периодической составляющей

128

64

Предельный ток термической стойкости и время его действия,

64/4

Время отключения (с приводом),

0,08

Собственное время отключения (с приводом),

0,06

Проверим выключатель того присоединения при коротком замыкании в котором ток КЗ будет максимальным. Таким присоединением будет один из трансформаторов общестанционных с.н. 6/0,4кВ, подключенных к секции А. Расчетным будет случай питания секций с.н. от пускорезервного трансформатора, так как в этом случае уровень токов короткого замыкания больше чем при питании секций от рабочего трансформатора.

Проверка выключателя на отключающую способность.

В качестве расчетного примем ток трехфазного КЗ.

;

99кА>97,1кА, т.е. условие проверки выполняется.

Проверка выключателя на термическую стойкость.

В качестве расчетного примем ток трехфазного КЗ, так как тепловой импульс при этом виде КЗ больше, чем при двухфазном. Допустимый тепловой импульс выключателя:

Тепловой импульс периодической составляющей тока КЗ:

Тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ:

, т.е.

условие проверки выполняется.

Проверка выключателя на динамическую стойкость.

В качестве расчетного примем ток трехфазного КЗ.

;

, т.е условие проверки выполняется.

Проверка выключателя на включающую способность.

В качестве расчетного примем ток трехфазного КЗ.

;

, т.е условие проверки выполняется.

Таким образом, выбранный выключатель подходит по всем условиям проверки.

1.8 Выбор и проверка комплектных токопроводов и силовых кабелей 6кВ

В схеме питания с.н. блока с помощью комплектных токопроводов осуществляется связь между рабочим ТСН и секциями 6кВ, а также между пускорезервными ТСН и шинами резервного питания.

Комплектные токопроводы выбирают по номинальному напряжению и номинальному току. Выбранный токопровод проверяется на электродинамическую стойкость.

Для соединения трансформатора Т10 с шинами резервного питания будем использовать комплектный токопровод типа ТЗК-10-2000-125.

Для соединения трансформатора Т6 с шинами 6кВ будем использовать комплектный пофазно экранированный токопровод типа ТЗК-10-2000-125.

Электроприемники с.н. соединяются с шинами 6кВ с помощью силовых кабелей, которые выбираются по номинальному напряжению, экономической плотности тока и условиям прокладки.

Для двигателей:

где - экономическая плотность тока, при = 4700ч, равная 2,5 для кабелей с бумажной изоляцией с медными жилами [3, стр.548].

Для трансформаторов:

Силовые кабели проверяются на нагрев рабочим форсированным током, термическую стойкость и на невозгораемость. Результаты расчета приведены в таблице 1.11.

Таблица 1.11- Значения экономических сечений кабелей присоединений с.н. блока.

Двигатель механизма или трансформатор

Экономическое сечение жилы, мм2

Выбранное сечение жилы, мм2

Конденсатный насос 1 ст

19

25

Конденсатный насос 2 ст

36,8

50

Сливной насос ПНД

22,3

25

Насос эжекторный

18,7

25

Насос маслоохлодителя

14,7

16

Насос газоохлодителя

13,8

16

Мельница среднеходовая

40,5

50

Дымосос рециркуляции

37,99

50

Дымосос вторичного тракта

139,8

150

Дымосос первичного тракта

87,66

95

Дутьевой вентилятор

139,8

150

Вентилятор первичного дутья

214,77

240

Вентилятор избыточного воздуха

18,78

25

Насос багерный

23,4

25

Циркуляционный насос

107,9

120

Насос кислотной промывки

87,66

95

Резервный возбудитель

139,8

150

Насос обмывок РВП

13,34

16

Насос орошающей воды

7,79

10

Грунтовый насос багерной

29,4

25

Насос смывной воды

7,79

10

Дробилка молотковая

40,5

50

Насос 1 подъема насосной станции

30,12

35

Конвейер 1

7,79

10

Конвейер 2

14,7

16

Конвейер 3

9,7

10

Конвейер 4

14,7

16

Трансформатор рабочий блока

38,5

50

Трансформатор резервный

38,5

50

Трансформатор электрофильтров

38,5

50

Трансформатор БЩУ

24,2

25

Трансформатор 6/0,4 кВ

25,4

35

Трансформатор 6/0,4 кВ

25,4

35

Трансформатор 6/0,4 кВ

15,4

25

Трансформатор 6/0,4 кВ

9,6

10

Проверку кабеля произведем для присоединения при КЗ в котором ток будет максимальным. Таким присоединением будет насос орошающей воды, подключенный к секции А.

Проверка на нагрев рабочим форсированным током.

Условие проверки

где - коэффициент аварийной перегрузки;

- поправочный коэффициент на температуру окружающей среды;

- поправочный коэффициент, учитывающий влияние соседних кабелей;

- поправочный коэффициент для кабелей, работающих не при номинальном напряжении.

1,2 (коэффициент предварительной загрузки 0,3, время форсированного режима - 3 часа);

(так как температура окружающей среды равна номинальной температуре окружающей среды для кабелей проложенных в воздухе );

(при количестве кабелей );

.

Для трехжильных кабелей 6кВ с медными жилами сечением 10мм с бумажной пропитанной изоляцией в свинцовой оболочке прокладываемых на открытом воздухе = 80А .

80А > 19,48А , т.е. условие проверки выполняется.

Проверка на термическую стойкость.

Условие проверки:

Зная и материал провода по кривым для определения температуры

нагрева проводников, определим начальное значение удельного теплового импульса:

Конечное значение удельного теплового импульса определим по выражению:

Зная, по тем же кривым определим конечную температуру:

=200 °С, т.е. условие проверки не выполняется и необходимо

увеличить сечение кабеля.

Необходимое сечение кабеля:

т.е. сечение необходимо увеличить до 120.

Выводы

В курсовом проекте была спроектирована схема питания собственных нужд пылеугольного блока 800МВт, работающего в составе ГРЭС-3200МВт,

Питание электроприемников 6кВ в нормальном режиме осуществляется от рабочего ТСН присоединенного к ответвлению от генератора блока. Резервное питание электроприемники с.н. получают через шины резервного питания от пускорезервного ТСН, подключенного к третичной обмотке АТС. Такая схема резервного питания обусловлена тем, что генераторные выключатели установлены не на всех блоках,

Распределительные устройства 6кВ выполнены по схеме с одной секционированной системой сборных шин, Собственные нужды каждого блока питаются от двух секций с тем, чтобы при отказе (или ремонте) на одной из секций можно было сохранить в работе блок, хотя бы и при пониженной нагрузке (50-60%). Секционирование сборных шин РУ 6кВ повышает надежность работы блока и при соответствующем выборе рабочих ТСН ограничивает токи к.з. в РУ и в сети данного напряжения,

Электроприемники с.н., работающие на напряжении 0,4кВ, получают питание от трансформаторов 6/0,4кВ, подключенных к РУ 6кВ,

Расчетная нагрузка с.н. блока составила 58,9МВА. Самым мощным электроприемником является вентилятор первичного дутья (4,2МВт). В соответствии с расчетной нагрузкой с.н. блока был выбран рабочий ТСН мощностью 40МВА и резервный мощностью 40МВА.

В связи с условиями работы на КЭС, для привода механизмов с.н. были выбраны асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором защищенного исполнения серий ДАЗО, ДВДА, 2АЗМ.

Выбранные электродвигатели были проверены по условиям пуска и самозапуска. Расчет показал, что остаточное напряжение на секциях при пуске из неподвижного состояния ниже допустимого (для КЭС с высокими параметрами пара Uдоп =0,6UпитCH). Для успешного пуска необходимо предусмотреть поочередный пуск двигателей. Самозапуск двигателей после перерыва питания на 2с пройдет успешно, так как остаточное напряжение на шинах больше допустимого.

Расчет токов короткого замыкания на секциях 6кВ показал, что наибольшие значения сверхпереходного и ударного токов (с учетом тока подпитки от электродвигателей секции) имеют место при трехфазном КЗ на секции Б, при питании от резервного трансформатора - 57,7кА и 69,566кА .

Для присоединения электроприемников к шинам 6кВ были выбраны ячейки КРУ внутренней установки типа К-104М с элегазовыми выключателями типа VF07.20.50 на различные номинальные токи.

Для связи между рабочим ТСН и секциями 6кВ был выбран комплектный токопровод типа ТЗК-10-2000-125 на номинальный ток 2000А, Для связи между пускорезервными ТСН и шинами резервного питания был выбран комплектный токопровод типа ТЗК-10-2000-125 на номинальный ток 2000А.

Для связи электроприемников с.н. с РУ 6кВ были выбраны кабели марки СБ различных сечений. Кабель СБ - кабель с медными жилами, с бумажной изоляцией, пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами, в свинцовой оболочке, покрытый броней. Все кабели были проверены на невозгораемость

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСПОЛАГАЕМОЙ МОЩНОСТИ ТУРБОГЕНЕРАТОРА ТГВ-800-2У3 В ЗАДАННОМ ЭКСПЛУАТАЦИОННОМ РЕЖИМЕ

2.1 Конструкция и технические данные турбогенератора ТГВ-800-2У3

Турбогенератор представляет собой быстроходную горизонтальную электрическую машину с неподвижным статором и вращающимся цилиндрическим неявнополюсным ротором. Большая частота вращения турбогенераторов обусловлена тем, что с ее повышением возрастает экономичность работы паровых турбин и уменьшаются габариты турбин и генераторов. В соответствии с частотой переменного тока 50 Гц отечественная промышленность изготовляет в основном двухполюсные турбогенераторы с номинальной частотой вращения 3000 об/мин.

Статор турбогенератора имеет стальной корпус, который с торцов закрыт сварными щитами. Корпуса турбогенераторов с водородным охлаждением выполняют газонепроницаемыми и механически более прочными. Корпус с торцов закрыт щитами, имеющими разъем по горизонтальной плоскости. Верхняя и нижняя половины щита и промежуточная втулка со стороны турбины охлаждаются водой.

Сердечник статора состоит из отдельных пакетов (рисунок 12), собранных с целью уменьшения вихревых токов из изолированных лаком листов стали толщиной 0,5 мм и имеющих форму сегмента. В машинах небольшой мощности для сердечника используется горячекатаная сталь, а в генераторах мощностью более 100 МВт -- холоднокатаная электротехническая сталь. Последняя имеет повышенную магнитную проницаемость и пониженные удельные потери мощности. Применение холоднокатаной стали, позволяет также значительно уменьшить размеры сердечника и соответственно расход меди для обмотки. Для охлаждения стали статора пакеты имеют аксиальные каналы и отделены друг от друга радиальными вентиляционными каналами. В пазах сердечника статора расположена обмотка статора (рисунок 13). В современных турбогенераторах для статора применяют двухслойную петлевую обмотку с укороченным шагом, которая состоит из верхних и нижних стержней, соединяемых в лобовых частях пайкой. Чтобы уменьшить явление поверхностного эффекта, стержни набирают из проводников небольшого сечения. В турбогенераторах с непосредственным охлаждением обмотки статора водородом или водой стержни набирают из проводников сплошного сечения и полых проводников, внутри которых циркулирует водород или вода (рисунок 13). Элементарные проводники обычно выполняют из электротехнической меди и изолируют друг от друга двойным тонким асбестовым или стекловолокнистым покрытием. Для изоляции стержней друг от друга и от корпуса применяют непрерывную, так называемую компаундированную изоляцию класса В. В настоящее время применяют новые сорта более тонкой термореактивной изоляции класса В, обладающей повышенными механическими и термическими свойствами.

1 -- сегмент; 2 -- зубец сегмента; 3 -- спинка сегмента; 4 -- аксиальный вентиляционный канал; 5 -- радиальный вентиляционный канал; 6 -- распорка; 7 -- паз статора.

Рисунок 12 - Сегментный пакет статора турбогенератора.

Рисунок 13 - Схематический разрез паза турбогенератора.

Ротор турбогенератора устанавливают на двух подшипниках скольжения, которые имеют принудительную смазку маслом под давлением от масляной системы турбины. В материале ротора ввиду большой частоты вращения возникают значительные механические напряжения. Поэтому роторы крупных турбогенераторов изготовляют из цельной поковки высоколегированной стали, обладающей высокими механическими (и магнитными) свойствами. На поверхности бочки ротора фрезеруют пазы, в которые укладывают обмотку возбуждения. Пазы закрывают клиньями (рисунок 13) из высокопрочных, немагнитных (для уменьшения потока рассеяния ротора) материалов: немагнитной стали, бронзы, дюралюминия. Лобовые части обмотки ротора удерживаются от смещения бандажными кольцами (каппами). В последних возникают еще большие механические напряжения, чем в теле ротора, так как диаметр бандажного кольца больше диаметра ротора. Кроме того, в кольцах возникают вихревые токи, которые могут создать опасные нагревы. В связи с этим у крупных турбогенераторов бандажные кольца выполняют из немагнитной высокопрочной (аустенитной) стали или титана. Место посадки бандажных колец на ротор защищено изоляцией, которая препятствует замыканию через бандаж токов, возникающих в бочке ротора при несимметричных и асинхронных режимах работы генератора. Для обмотки ротора небольших турбогенераторов используют электролитическую медь, а крупных турбогенераторов - медь с присадкой серебра (0,03--0,1%), так как в чистой меди под действием больших центробежных сил и термических напряжений, возникающих при повышенных нагрузках, частых пусках и остановах, появляются остаточные деформации, которые могут привести к разрушению обмотки. Стержни обмотки ротора набирают из отдельных проводников. В турбогенераторах с непосредственном охлаждении обмотки ротора водородом или водой применяют проводники профильных сечений (рисунок 13); такие проводники образуют вентиляционные каналы, по которым циркулирует охлаждающая среда. Для изоляции обмотки ротора применяют миканит, а в последнее время и материалы с повышенными механическими и термическими свойствами -- стекло, термореактивные лаки и эпоксидные смолы.

Обмотка ротора с помощью токопровода соединяется с контактными кольцами (в машинах с бесщеточной системой возбуждения кольца отсутствуют). Их изготовляют из износоустойчивой стали. В крупных машинах ввиду больших токов возбуждения и необходимости размещения большого количества щеток применяют сдвоенные кольца со специальным воздушным охлаждением, а для уменьшения потерь на трение -- кольца с уменьшенным диаметром.

Технические данные турбогенератора ТГВ-800-2У3 приведены в таблице 12 [3, стр.76].

Таблица 12 - Технические данные турбогенератора ТГВ-800-2У3.

Параметр

Значение параметра

Номинальная полная мощность, Sном, МВА

941

Номинальная активная мощность, Pном, МВт

800

Номинальный коэффициент мощности, cosцном

0.85

Номинальное напряжение статора, Uном, кВ

24

Номинальный ток статора, Iном, кА

22.64

Номинальные обороты, nном, об/мин

3000

КПД, з, %

98.7

ОКЗ

0.45

Таблица 12 - Продолжение.

Масса,т:

-- ротора

-- статора

-- генератора

71

280

450

2.2 Системы охлаждения и возбуждения турбогенератора ТГВ-800-2У3

Система охлаждения предназначена для отвода выделяемого в машине тепла с целью поддержания температуры меди обмоток, а также стали статора и ротора в допустимых пределах. При использовании изоляции класса В предельно допустимые температуры составляют: для обмотки ротора 100 - 130 єС (при измерении методом сопротивления), для обмотки статора 120 - 140 єС (при измерении методом термопреобразователей сопротивления) и для активной стали 120 єС (при измерении методом термопреобразователей сопротивления).

В турбогенераторе типа ТГВ-800 витки обмотки как в пазовой, так и в лобовой части выполнены из двух П-образных шинок, образующих в меди витка внутренний канал.

В этом турбогенераторе применена аксиальная одноструйная вентиляция (рисунок 14) обмоток с наличием зон низкого и высокого давления. Высоконапорный центробежный компрессор 1 забирает часть охлажденного в газоохладителе газа и нагнетает его в зону повышенного давления, откуда он поступает в вентиляционные каналы -- трубки обмотки статора и в каналы меди обмотки ротора. В обмотку статора газ поступает со стороны возбудителя, а выходит со стороны турбины. В обмотку ротора газ из зоны высокого давления поступает с обеих сторон через кольцевые щели между валом ротора и центрирующими кольцами и выбрасывается в зазор между ротором и статором в средней части ротора (рисунок 14). Газ из зазора и из обмотки статора попадает на всас осевого вентилятора 2, который нагнетает его в зону низкого давления и оттуда в газоохладители и в радиальные вентиляционные каналы магнитопровода статора. Из каналов его газ вновь попадает в зазор.

1 - высоконапорный центробежный компресор; 2 - осевой вентилятор; 3 - воздухоохладитель; 4 - лопатки вентилятора.

Рисунок 14 - Замкнутая система косвенного охлаждения воздухом.

Система возбуждения предназначена для питания обмотки возбуждения синхронной машины постоянным током и соответствующего регулирования тока возбуждения.

Систему возбуждения принято характеризовать номинальным напряжением возбуждения Ufном на выводах обмотки возбуждения и номинальным током Ifном в обмотке возбуждения, которые соответствуют номинальному режиму работы электрической машины; форсировочной способностью (кратностью форсировки); быстродействием системы возбуждения во время аварий в энергосистеме и быстротой развозбуждения генератора в случаях его повреждений.

К системе возбуждения синхронных машин предъявляют высокие требования. Она должна обеспечивать: надежное питание обмотки возбуждения в нормальных и аварийных режимах; устойчивое регулирование тока возбуждения при изменении нагрузки генератора от нуля до номинальной; потолочное возбуждение в течении определенного времени, необходимого для восстановления режима после ликвидации аварии. Кроме того, она должна быть достаточно быстродействующей и иметь кратность форсировки по напряжению не менее 2,0 .

Турбогенератор ТГВ-800-2У3 имеет тиристорную систему самовозбуждения [2 стр.80] (рисунок 15).

ВТ-- выпрямительный трансформатор; ПТ -- последовательный трансформатор; СУВР и СУВФ система управления вентилями рабочей группы и форсировочной группы; ТСНР и ТСНФ -- трансформаторы с.н. рабочей группы и форсировочной группы; ВР и ВФ -- вентили рабочей и форсировочной группы возбуждения.

Рисунок 15 - Статическая тиристорная система самовозбуждения.

Эта система являются быстродействующей. На рисунке 15 показана статическая тиристорная система самовозбуждения. В ней использованы управляемые полупроводниковые (кремниевые) вентили-- тиристоры, на которые подается напряжение от статора генератора через специальный выпрямительный трансформатор ВТ, подключенный к выводам обмотки статора, и последовательный трансформатор ПТ, первичная обмотка которого включена последовательно в цепь статора со стороны нулевых выводов генератора. Применяются также схемы только с выпрямительным трансформатором. Выпрямительная установка состоит из двух групп вентилей: рабочей группы ВР, которая обеспечивает основное возбуждение в нормальном режиме, и форсировочной группы ВФ, которая обеспечивает возбуждение синхронной машины при форсировке. Рабочие вентили подключены к низковольтной части обмотки выпрямительного трансформатора, а форсировочные -- через последовательный трансформатор -- к высоковольтной части обмотки выпрямительного трансформатора. Управление тиристорами осуществляется от систем управления СУВР и СУВФ через трансформаторы собственных нужд ТСНР'и ТСНФ. Начальное возбуждение генератор получает от резервного возбудителя.


Подобные документы

  • Выбор типов генераторов и проектирование структурной схемы станции. Выбор трансформаторов, источников питания системы собственных нужд, схем распределительных устройств, токоведущих частей. Расчет токов короткого замыкания на шинах, выводах генератора.

    курсовая работа [2,5 M], добавлен 27.01.2016

  • Выбор схемы соединения основного оборудования подстанции, определение потоков мощностей. Выбор числа и мощности трансформаторов. Разработка структурной и главной схем питания собственных нужд. Расчет токов в утяжеленном режиме и токов короткого замыкания.

    курсовая работа [605,1 K], добавлен 11.02.2015

  • Структурная схема проектируемой тяговой подстанции постоянного тока. Выбор типа тягового трансформатора. Расчет реактивной мощности потребителей. Мощность собственных нужд. Выбор главных понижающих трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания в сети.

    курсовая работа [812,7 K], добавлен 07.04.2013

  • Распределение генераторов между РУ ВН и РУ СН. Выбор генераторов и блочных трансформаторов. Схемы электроснабжения потребителей собственных нужд АЭС. Определение мощности дизель-генераторов систем надежного питания. Расчет токов короткого замыкания.

    дипломная работа [381,1 K], добавлен 01.12.2010

  • Выбор тепловой схемы станции, теплоэнергетического и электрического оборудования, трансформаторов. Определение расхода топлива котлоагрегата. Разработка схем выдачи энергии, питания собственных нужд. Расчет тепловой схемы блока, токов короткого замыкания.

    дипломная работа [995,3 K], добавлен 12.03.2013

  • Выбор главной электрической схемы и оборудования подстанции. Определение количества и мощности силовых трансформаторов и трансформаторов собственных нужд. Расчет токов короткого замыкания. Подбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих частей.

    курсовая работа [2,1 M], добавлен 24.10.2012

  • Выбор числа и мощности генераторов, трансформаторов электростанции. Выбор главной схемы электрических соединений. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор выключателей и разъединителей, трансформаторов тока и напряжения. Обеспечение собственных нужд ТЭЦ.

    курсовая работа [199,0 K], добавлен 19.11.2010

  • 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 11.12.2013

  • Выбор схем электрических соединений, выдачи мощности, собственных нужд станции. Расчёт токов короткого замыкания с учётом подпитки от двигателей. Релейная защита блока генератор-трансформатор. Разработка схемы управления вводной подстанционной панели.

    дипломная работа [9,0 M], добавлен 11.06.2014

  • Проектирование электростанции, обоснование выбора схемы объекта и трансформаторов. Выбор схемы блока генератор – трансформатор, трансформаторов собственных нужд, способа синхронизации. Расчет токов короткого замыкания и релейной защиты трансформатора.

    дипломная работа [2,2 M], добавлен 04.08.2012

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.