Основное и вспомогательное оборудование электрических станций и подстанций

Размещено на http://www.allbest.ru/

Некоммерческое акционерное общество

«АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ»

Кафедра Электрических станций , сетей и систем

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

на тему: Основное и вспомогательное оборудование электрических станций и подстанций

по дисциплине: Электрические станции и подстанции

Выполнил: Елаанов А.К.

Проверила: Михалкова Е. Г.

Алматы 2014 г.

Содержание

1. Цель и задача работы

2. Основная часть

2.1 Исходные данные варианта

2.2 Выбор генератора

3. Выбор структурной схемы станции и составление баланса мощностей

3.1 Выбор структурной схемы для варианта 1

3.2 Выбор структурной схемы для варианта 2

4. Расчёт баланса мощностей

Заключение

Список литературы

1. Цель и задача работы

Цель работы закрепление теоретических знаний и развитие у студентов самостоятельности в решении поставленных задач, приобретение практических навыков работы с технической литературой, нормативными и техническими условиями ЭВМ.

Задачи РГР:

- выбор типа, количества и мощности генераторов для станции;

- выбор принципиальной (структурной) схемы станций;

- выполнение чертежа принципиальной схемы электрических соединений ТЭЦ;

- составление баланса мощностей и суточного графика нагрузок.

2. Основная часть

2.1 Исходные данные варианта

Таблица 1. Исходные данные

ТЭЦ
Вариант №	Вид топлино	Число и мощность генераторов, МВт	Кол-во и мощность линий нагрузки на генератором напряжении , МВт	Расход на с.н.,% от Руст.ген.	Номинальное напряжение РУСН,кВ	Количество линий и мощность нагрузок РУСН, МВт	Продолжит нагрузок, зимо/лето	Ном.напряжение линий связи с системой, кВ	Кол-во линий их длина,км
49	Уголь	2/60 1/100	16/5	10	35	3/20	140/225	110	2/70

2.2 Выбор генератора

В соответствии с исходными данными принимаются к установке 2 турбогенератора ТВФ-63-2 (Т- турбогенератор, 63 - номинальная активная мощность в МВт, 2 - число полюсов) и 1 турбогенератор ТВФ-100-2. В серию ТВФ входят турбогенераторы мощностью 63, 100 МВт. Турбогенераторы имеют непосредственное форсированное охлаждение обмотки ротора водородом и косвенное водородное охлаждение обмотки статора.

Для турбогенератора ТВФ-63-2:

Частота вращения: n = 3000 об/мин;

Мощность: Sном = 78.75 МВА;

Коэффициент мощности: cosц = 0,8;

Активная мощность: Pном = 63 МВт;

Ток статора: 7,21/4,33 кА

Сверхпереходное индуктивное сопротивление: 0,180/0,139 ;

Напряжение статора: Uном = 6,3 кВ;

КПД: з = 98,3 % ;

Система возбуждения:М- от машинного возбудителя постоянного тока;

Охлаждение обмоток статора: КВР - косвенное водородом;

Охлаждение обмоток ротора: НВР - непосредственное водородом.

Для турбогенератора ТВФ-100-2:

Частота вращения: n = 3000 об/мин;

Мощность: Sном = 117.5 МВА;

Коэффициент мощности: cosц = 0,85;

Активная мощность: Pном = 100 МВт;

Ток статора: 6,475 кА

Сверхпереходное индуктивное сопротивление: 0,183 ;

Напряжение статора: Uном = 10,5 кВ;

КПД: з = 98,7 % ;

Система возбуждения:М- от машинного возбудителя постоянного тока;

Охлаждение обмоток статора: КВР - косвенное водородом;

Охлаждение обмоток ротора: НВР - непосредственное водородом.

Система охлаждения турбогенератора:

Турбогенераторы имеют непосредственное форсированное охлаждение обмотки ротора водородом и косвенное водородное охлаждение обмотки статора. Газоохладители встроены в корпус статора. Уплотнение вала турбогенератора ТВФ - кольцевого типа. Косвенное водородное охлаждение сохранилось в настоящее время только в турбогенераторах 30--60 МВт и в синхронных.

Система возбуждения турбогенератора:

Для возбуждения турбогенераторов серии ТВФ используется полупроводниковая система независимого возбуждения. Возбудителем является индуктивный генератор повышенной частоты с воздушным охлаждением. В корпус генератора встроены выпрямительное устройство и возбудитель. Исполнение возбудителя -- закрытое, с самовентиляцией по замкнутому циклу. Подшипники -- щитовые с принудительной смазкой.

Система возбуждения - статическая тиристорная по схеме самовозбуждения.

электрический трансформатор турбогенератор мощность

3. Выбор структурной схемы станции и составление баланса мощностей

3.1 Выбор структурной схемы для варианта 1

Рисунок 1- Вариант 1 структурной схемы

Таблица 2 - Баланс мощностей для варианта 1 структурной схемы

Определяемый параметр	Период года / часы	0-8	8-18	18-24
1. Выработка мощности Г1-Г2; МВт	Зима	113.4	126	113.4
	Лето	88.2	100.8	88.2
2. Нагрузка с.н. Г1-Г2; МВт	Зима	11.844	12.6	11.844
	Лето	10.332	11.088	10.332
3. Нагрузка с.н. генератора Г3; МВт	Зима	9.4	10	9.4
	Лето	8.2	8.8	8.2
4. Нагрузка на 10кВ, МВт	Зима	80	80	80
	Лето	56	56	56
5. Загрузка Т1 и Т2, МВт (суммарная)	Зима	21.556	33.4	21.556
	Лето	21.868	33.712	21.868
6. Загрузка каждого из трансформаторов Т1 и Т2, МВт	Зима	10.778	16.7	10.778
	Лето	10.934	16.856	10.934
7. Нагрузка на 35кВ, МВт	Зима	48	60	48
	Лето	36	42	36
8. Загрузка обмоток 10кВ Т3 и Т4, МВт	Зима	90.6	90	90.6
	Лето	91.8	91.2	91.8
9. Загрузка обмоток 35кВ Т3, МВт	Зима	23.94	26.6	23.94
	Лето	18.62	21.28	18.62
10. Загрузка обмоток 110кВ Т3, МВт	Зима	114.54	116.6	114.54
	Лето	110.42	112.48	110.42

3.2 Выбор структурной схемы для варианта 2

Рисунок 2- Вариант 2 структурной схемы

Таблица 3 - Баланс мощностей для варианта 2 структурной схемы

Определяемый параметр	Период года / часы	0-8	8-18	18-24
1. Выработка мощности Г1-Г2; МВт	Зима	113.4	126	113.4
	Лето	88.2	100.8	88.2
2. Нагрузка с.н. Г1-Г2; МВт	Зима	11.844	12.6	11.844
	Лето	10.332	11.088	10.332
3. Нагрузка с.н. генератора Г3; МВт	Зима	9.4	10	9.4
	Лето	8.2	8.8	8.2
4. Нагрузка на 10кВ, МВт	Зима	80	80	80
	Лето	56	56	56
5. Загрузка Т1 и Т2, МВт (суммарная)	Зима	21.556	33.4	21.556
	Лето	21.868	33.712	21.868
6. Загрузка каждого из трансформаторов Т1 и Т2, МВт	Зима	10.778	16.7	10.778
	Лето	10.934	16.856	10.934
7. Нагрузка на 35кВ, МВт	Зима	48	60	48
	Лето	36	42	36
8. Переток мощности с 110кВ каждого из Т1 и Т2 на 35кВ, МВт	Зима	23.94	26.6	23.94
	Лето	18.62	21.28	18.62
9. Загрзка обмоток 35 кВ каждого из тр-ов Т-1 и Т-2, МВт	Зима	24	30	24
	Лето	18	21	18



Рисунок 3. График выработки мощности генераторами и график нагрузки на напряжении 35 кВ

1 - зима, 2 - лето

4. Расчёт баланса мощностей

Выработка мощности Г-1 и Г-2, МВт;

Р_1-2(t)= (УР_1-2)·Р%

Р_1-2(0-8)_з =126·0.9=113.4 МВт

Р_1-2(8-18)_з=(УР_1-2)1= 126·1=126 МВт

Р_1-2 (18-24)_з =(УР_1-2)0.9=126·0.9=113.4 МВт

Р_1-2(0-8)_л=(УР_1-2)0.7=126·0.7=88.2 МВт

Р_1-2(8-18)_л=(УР_1-2)0.8=126·0.8=100.8 МВт

Р_1-2(18-24)_л=(УР_1-2)0.7=126·0.7=88.2 МВт

Нагрузки на с.н. Г-1 и Г-2, МВт;

Р_с.н.max.=Р_уст·Р_{с.н.ген.}

Р_с.н.max.=126·0.1=12.6 МВт

Р_с.н.max.=(0.4+0.6Р_с.н.max.

Р_с.н.(0-8)_з=(0.4+0.6 )12.6=0.94·12.6=11.844 МВт

Р_с.н.(8-18)_з=(0.4+0.6)12.6=1·12.6=12.6 МВт

Р_с.н.(18-24)_з=(0.4+0.6)12.6=0.94·12.6=11.844 МВт

Р_с.н.(0-8)_л=(0.4+0.6)12.6=0.82·12.6=10.332 МВт

Р_с.н.(8-18)_л=(0.4+0.6 )12.6=0.88·12.6=11.088 МВт

Р_с.н.(18-24)_л=(0.4+0.6 )12.6=0.82·12.6=10.332 МВт

Выражаем мощность Г-3,МВт;

Р_з(t)=P_ном·Р%

Р₃(0-8)_з=100·0.9=90 МВт

Р₃(8-18)_з=100·1=100 МВт

Р₃(18-24)_з=100·0.9=90 МВт

Р₃(0-8)_л=100·0.7=70 МВт

Р₃(8-18)_л=100·0.8=80 МВт

Р₃(18-24)_л=100·0.7=70 МВт

Нагрузка с.н. Г-3,МВт;

Р_с.н.max.=P_ном·Р_{с.н..ген}

Р_с.н.max.=1000.1=10 МВт

Р_с.н.(3)(t)= =(0.4+0.6) Р_с.н.max

Р_с.н.(3)(0-8)_з=(0.4+0.6)10=9.4 МВт

Р_с.н.(3)(8-18)_з=(0.4+0.6)10=10 МВт

Р_с.н.(3)(18-24)_з=(0.4+0.6)10=9.4 МВт ·

Р_с.н.(3)(0-8)_л=(0.4+0.6)10=8.2 МВт

Р_с.н.(3)(8-18)_л=(0.4+0.6)10=8.8 МВт

Р_с.н.(3)(18-24)_л=(0.4+0.6)10=8.2 МВт

Нагрузка на 10 кВ ,МВт(шины на ген. На линий мощности не меняется);

Р_нагр(Зимой) - 80 МВт

Р_нагр(Летом) -80·0.7 =56 МВт

Суммарная загрузка тр-ор Т₁ и Т₂ опр-ся как разность м/у выработкой генераторов Г-1 и Г-2 ,нагр. на 10 кВ и расходоми на с.н.;

Р_т1-Р_т2(t)= Р_1-2(t)-Р_нагр- Р_с.н.max.

Р_т1-Р_т2(0-8)_з=113.4-80-11.844=21.556 МВт

Р_т1-Р_т2(8-18)_з=126-80-12.6=33.4 МВт

Р_т1-Р_т2(18-24)_з=113.4-80-11.844=21.556 МВт

Р_т1-Р_т2(0-8)_л=88.2-56-10.332=21.868 МВт

Р_т1-Р_т2(8-18)_л=100.8-56-11.088=33.712 МВт

Р_т1-Р_т2(18-24)_л=88.2-56-10.332=21.868 МВт

Загрузка каждого из тр-ов Т-1 и Т-2, МВт;

Т_1,2(t)=

Т_1,2(0-8)_з==10.778 МВт

Т_1,2(8-18)_з==16.7 МВт

Т_1,2(18-24)_з==10.778 МВт

Т_1,2(0-8)_л==10.934 МВт

Т_1,2(8-18)_л==16.856 МВт

Т_1,2(18-24)_л==10.934 МВт

Нагрузка на 35 кВ, МВт;

Р₃₅(t)=Р_русн·Р₃₅%

Р₃₅(0-8)_з=60·0.8=48 МВт

Р₃₅(8-18)_з=60·1=60 МВт

Р₃₅(18-24)_з= 60·0.8=48 МВт

Р₃₅(0-8)_л=60·0.6=36 МВт

Р₃₅(8-18)_л=60·0.7=42 МВт

Р₃₅(18-24)_л=60·0.6=36 МВт

Загрузка обмоток 10 кВ Т-3, МВт;

Р_т3(t)= P_{номc.н.max.}

Р_т3(0-8)_з=100-9.4=90.6 МВт

Р_т3(8-18)_з= 100-10=90 МВт

Р_т3(18-24)_з=100-9.4=90.6 МВт

Р_т3(0-8)_л=100-8.2=91.8 МВт

Р_т3(8-18)_л=100-8.8=91.2 МВт

Р_т3(18-24)_л=100-8.2=91.8 МВт

Загрузка обмоток 35 кВ Т-3, МВт;

Р₃₅(Т3)(t)= (Р_русн -( УР_1-2 - Р_нагр -( УР_1-2 ·Рс.н.ген. ))·Р%

Р₃₅(Т3)(0-8)_з=(60-33.4)0.9=23.94 МВт

Р₃₅(Т3)(8-18)_з=(60-33.4)1=26.6 МВт

Р₃₅(Т3)(18-24)_з=(60-33.4)0.9=23.94 МВт

Р₃₅(Т3)(0-8)_л=(60-33.4)0.7=18.62 МВт

Р₃₅(Т3)(8-18)_л=(60-33.4)0.8=21.28 МВт

Р₃₅(Т3)(18-24)_л=(60-33.4)0.7=18.62 МВт

Загрузка обмоток 110 кВ Т-3, МВт;

Р₁₁₀(Т3)(t)= Р_т3(t)+Р₃₅(Т3)(t)

Р₁₁₀(Т3)(0-8)_з= 90.6+23.94=114.54 МВт

Р₁₁₀(Т3)(8-18)_з=90+26.6=116.6 МВт

Р₁₁₀(Т3)(18-24)_з=90.6+23.94=114.54 МВт

Р₁₁₀(Т3)(0-8)_л=91.8+18.62=110.42 МВт

Р₁₁₀(Т3)(8-18)л=91.2+21.28=112.48 МВт

Р₁₁₀(Т3)(18-24)_л=91.8+18.62=110.42 МВт

Загрзка обмоток 35 кВ каждого из тр-ов Т-1 и Т-2, МВт;

Р₃₅(Т-1,Т-2)(t)=

Р₃₅(Т-1,Т-2)(0-8)_з= =24 МВт

Р₃₅(Т-1,Т-2)(8-18)_з==30 МВт

Р₃₅(Т-1,Т-2)(18-24)_з=24 МВт

Р₃₅(Т-1,Т-2)(0-8)_л=18 МВт

Р₃₅(Т-1,Т-2)(8-18)_л = 21 МВт

Р₃₅(Т-1,Т-2)(18-24)_л =18 МВт

Заключение

В данной расчетно-графической работе я закрепил теоретические знания об электрооборудовании: трансформаторы, турбогенераторы. В частности турбогенераторы ТВФ-63-2У3 и ТВФ-100-2УЗ. Ознакомился с их параметрами, системами возбуждения и охлаждения. Я узнал, что по способу отвода тепла от нагретых обмоток статора и ротора, системы охлаждения бывают косвенными и непосредственными. В моем случае воздушное и косвенное водородное охлаждение. Изучил системы возбуждения, в частности бесщеточная и тиристорная системы.

Так же научился составлять балансы мощностей и рационально распределять мощность для представленных структурных схем.

Список литературы

1. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608с.

2. Электрические сети и станции/ Под редакцией Л.Н. Баптиданова/. - М,Л.: ГЭИ, 1963.

3. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 648с.

4. Соколов С.Е, Хожин Г.Х, Кузембаева Р.М, Сулейменова Д.Т. Основное и вспомогательное оборудование электрических станций и подстанций. Методические указания к выполнению расчетно-графических работ для студентов специальности - 5В071800 Электроэнергетика - Алматы: АУЭС, 2011. - 28 с.

5. Электрическая часть станций и подстанций/Под редакцией А.Л. Васильева/ Учебник для вузов. - 2 изд. - М.: Энергоатомиздат, 1990.-575 с.

Размещено на Allbest.ru