|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Компоновка структурной схемы ТЭЦСтр 1 из 5Следующая ⇒
Компоновка структурной схемы ТЭЦ
Компоновку главной схемы электростанции удобно начинать с разработки структурной схемы, которая определяет основные энергетические потоки. Характерной чертой ТЭЦ является выдача части мощности на генераторном напряжении, и доля этой мощности во многом определяет архитектуру главной схемы. Компоновка структурной схемы ТЭЦ начинается с выбора числа генераторов и их мощностей и заключается в правильном распределении генераторов по РУ. Согласно техническому заданию станция должна отдавать мощность на двух напряжениях 10 кВ и 110 кВ, в результате чего в главной схеме должны быть предусмотрены два распределительных устройства. Удачный выбор числа и мощности генераторов во многом определяет качество проекта. При выборе генераторов необходимо учитывать следующие факторы: 1. Число генераторов не должно быть чрезмерно большим, что противоречит современной тенденции укрупнения единичных мощностей, и слишком малым, что приведет к большому дефициту мощности при отключении одного из генераторов. Обычно число генераторов составляет 3–8 единиц. 2. Необходимо стремиться к однотипности устанавливаемого оборудования. 3. При определении числа генераторов, работающих на каждое РУ, следует стремиться к минимизации перетоков мощности через трансформаторы связи. 4. Количество генераторов, присоединяемых к ГРУ, выбирается так, чтобы обеспечить питание потребителей в нормальном режиме. 5. Для питания нагрузки на повышенном напряжении (35 кВ и выше) целесообразно использовать блоки «генератор–трансформатор» с генераторами мощностью 120–250 МВт. 6. По условиям электродинамической стойкости оборудования мощность генераторов ГРУ не следует превышать следующих значений: при U = 6 кВ Рген Для получения оптимального проектного решения обычно разрабатывают несколько вариантов структурной схемы энергоустановки и выбирают из них лучший по результатам технико-экономической оценки. Критерием выбора является минимум приведенных затрат. В учебном проекте для данного анализа достаточно разработать два варианта. На рис. 3.3 приведены два варианта структурных схем ТЭЦ, имеющие равноценные технические и экономические характеристики. Для обоих вариантов выбрана комбинированная схема ТЭЦ с наличием ГРУ и блоков. Варианты имеют следующую установленную мощность: РТЭЦ1 = 452 МВт; РТЭЦ2 = 425 МВт. Так как отличие вариантов по мощности друг от друга и от технического задания меньше 5–7 %, то принимаем эти варианты для дальнейшей проектной разработки. Каталожные данные турбогенераторов, использованных в этих схемах, приведены в табл. 3.8.
а
б Рис. 1.3. Структурные схемы проектируемой электроустановки:
Расчет графиков нагрузок
Целью данных расчетов является определение графиков перетоков мощности через трансформаторы связи и графиков обменной мощности станции с энергосистемой. Первый график необходим для выбора трансформаторов связи, второй график позволяет определить необходимое число линий связи станции с энергосистемой и потребителем. При расчете графиков нагрузок собственные нужды станции учитываются упрощенно по установленной мощности генераторов Рсн = kсн · Рген, где kсн – определяется по справочной литературе. В учебном проекте графики нагрузок рассчитываются для двух сезонов – зима и лето. При этом графики рассчитываются для различных режимов работы станции с целью определения наиболее тяжелого продолжительного режима. График перетока мощности. Перетоком мощности называется мощность, проходящая между ГРУ и ОРУ. Как видно из структурных схем станции, эта мощность проходит через трансформаторы связи и поэтому по ней будет произведен выбор числа и мощности этих трансформаторов. Для определения наиболее тяжелого графика перетока рассматриваются два режима работы станции: нормальный режим – это режим, при котором с проектными нагрузками работают все генераторы и потребитель: ремонтный режим ГРУ – в этом режиме на станции выведен в ремонт самый мощный генератор, подключенный к шинам ГРУ. В соответствии со структурной схемой переток мощности между ГРУ и ОРУ в каждый момент времени определяется разностью мощностей поступившей на шины ГРУ и ушедшей с этих шин
где
График обменной мощности. Обменной мощностью называется мощность обмена станции с энергосистемами. Эта мощность проходит по линиям связи станции с энергосистемами и поэтому по ее величине будет закладываться в проект количество цепей ЛЭП, подключаемых к шинам ОРУ – 110 кВ от энергосистемы. Для определения наиболее тяжелого продолжительного режима этой связи следует рассмотреть еще один режим работы станции – ремонтный. В этом режиме выведен в ремонт самый мощный генератор станции. В соответствии со структурной схемой обменная мощность для каждого момента времени определяется разностью поступающей на шины ОРУ мощности и уходящей с этих шин
где
Результаты расчетов всех перечисленных графиков сведены в табл. 1.4 – 3.6 и приведены на рис. 1.4, 1.5.
Таблица 1.4 Суточные графики мощностей в нормальном режиме работы станции
Рис. 1.4. Суточный график перетока мощности в нормальном режиме работы станции ---------- 40 МВА, ———— 63 МВА) Таблица 1.5 Суточные графики мощностей в ремонтном режиме ГРУ
Рис. 1.5. Суточный график перетока мощности в ремонтном режиме ГРУ Таблица 1.6 Суточные графики мощностей в ремонтном режиме ГРУ
Выбор трансформаторов Выбор трансформатора блока. Блок «генератор – трансформатор» не имеет поперечных электрических связей и подключается непосредственно к РУ повышенного напряжения. Поэтому условия работы блочного трансформатора полностью определяются номинальной мощностью генератора. Так как трансформатор должен пропускать без перегрузки полную мощность генератора и напряжения его обмоток должны соответствовать, с одной стороны, напряжению ОРУ, а с другой – напряжению генератора, то блочный трансформатор выбираем по следующим условиям:
При блочной компоновке регулирование напряжения на шинах ОРУ выполняется посредством АВР генераторов, поэтому трансформаторы блоков применяются без РПН. В соответствии с этими условиями в блок с генератором мощностью 235, 3 МВА устанавливаем трансформатор типа ТДЦ – 250 000/110/15. Выбор трансформаторов связи. Трансформаторы связи обеспечивают энергетическую связь шин низкого напряжения с шинами ОРУ и энергосистемой, повышая тем самым надежность работы станции и надежность электроснабжения близко расположенных потребителей (в нашем случае это потребитель Р1). При избытке мощности на шинах ГРУ эта мощность через трансформаторы связи передается в энергосистему, а при дефиците потребляется из энергосистемы. Следует напомнить, что по своим функциям ТЭЦ является больше тепловой станцией, чем электрической и поэтому кратковременные потребления электроэнергии на шины этой станции – явление вполне нормальное. Ввиду частого реверса мощности и различных требований к регулированию напряжений на шинах ГРУ и ОРУ трансформаторы связи должны иметь устройство РПН. На ТЭЦ устанавливают не менее двух трансформаторов связи. Однако установка трех и более трансформаторов требует серьезного экономического обоснования, поэтому установку двух трансформаторов связи в учебном проекте следует считать наиболее целесообразной. После выбора трансформаторы связи проверяются на перегрузочную способность по ГОСТ 14209–97. Выбор трансформаторов связи для «Схемы – 1». Графики перетока мощности в нормальном и ремонтном режимах приведены на рис. 1.4 и 1.5 и их сравнение показывает, что по максимуму мощности наиболее тяжелым является график нормального режима работы станции. Согласно ГОСТ 14209–97 для трансформаторов допускается двухкратная перегрузка, поэтому при установке двух параллельно работающих трансформаторов их номинальная мощность выбирается по условию
где Sпер.max – максимум суточного графика перетока мощности в нормальном режиме. Намечаем к установке два трансформатора связи типа ТРДН – 40000/110 и проверяем их по ГОСТ 14209–97. Так как при параллельной работе эти трансформаторы не перегружаются, то их оценка по перегрузочной способности в этом режиме не производится. При отключении одного трансформатора (аварийный режим) появляется аварийная перегрузка, которая должна быть оценена по указанному ГОСТ. Проведем следующий анализ.
На графике перетока мощности нормального режима (рис. 3.4) наносим линию, соответствующую мощности проверяемого трансформатора (40 МВА), и определяем время его перегрузки (получаем t = 7 ч). Теперь по этому графику определим следующие коэффициенты: 1) коэффициент максимальной нагрузки
2) коэффициент начальной нагрузки (недогрузки)
где Sэк1 – эквивалентная (среднеквадратичная) мощность начальной нагрузки, определяемая по интервалам времени, когда Sпер
3) коэффициент перегрузки
где Sэк2 – эквивалентная (среднеквадратичная) мощность перегрузки, определяемая по тем интервалам времени, когда Sпер > Sт.ном :
Таким образом, с помощью коэффициентов К1и К2 реальный график нагрузки преобразован в эквивалентный по тепловому износу двухступенчатый график, который и используется для оценки перегрузочной способности трансформатора. При правильном преобразовании реального графика в двухступенчатый должно соблюдаться условие
Так как данное условие не соблюдается, двухступенчатый график требует коррекции, которую производим следующим образом: вместо рассчитанного значения К2 принимаем новое значение К'2 =0, 9
После этого определяем допустимое значение коэффициента перегрузки по таблицам ГОСТ по разделу «Аварийные перегрузки». Для этого используем следующие данные: – система охлаждения трансформатора................................................... Д; – эквивалентная годовая температура воздуха для г. Омска Θ ОХЛ =+8, 4 °С; – время перегрузки трансформатора......................................... t'n = 5, 06 ч; – коэффициент начальной нагрузки............................................. К1 = 0, 55; – коэффициент перегрузки............................................................ К2 = 1, 61. Согласно данным ГОСТ предельно допустимое значение коэффициента перегрузки К2доп =1, 51. Вывод. Так как К'2 = 1, 61 > К2доп = 1, 51, то условие работы трансформатора по перегрузочной способности не удовлетворяется, и поэтому трансформатор ТРДН – 40000/110/10 не принимается к установке в данной схеме. По стандартному ряду мощностей выбираем следующий трансформатор –ТРДН – 63000/110 и проводим для него такую же проверку по перегрузочной способности. Ниже приведены без комментариев только результаты расчетов
где
Так как условие (К2 > К1) соблюдается, то коррекции двухступенчатого графика не требуется и проверку трансформатора на перегрузочную способность ведем по следующим данным: – система охлаждения трансформатора................................................... Д; – эквивалентная годовая температура воздуха для г. Омска Θ ОХЛ = +8, 4 °С; – время перегрузки трансформатора.............................................. tn = 3 ч; – коэффициент начальной нагрузки.............................................. Kt = 0, 51; – коэффициент перегрузки............................................................ К2 = 1, 05. Предельно допустимое значение коэффициента перегрузки К2доп =1, 9. Вывод. Соблюдение условия К2 < К2доп (1, 05 < 1, 9) позволяет принять для установки в «Схему–1» два трансформатора связи типа ТРДН – 63000/110.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей (ВНТП–81, Минэнерго СССР). – М.: ЦНТИ Информэнерго, 1981. –122 с. 2. Нормы технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35–750 кВ. – М.: Минэнерго СССР, 1979. – 40 с. 3. Нормы технологического проектирования атомных электрических станций: (ВНТП Минэнерго СССР). – М.: ЦНТИ Информэнерго, 1981. – 141 с. 4. Нормы технологического проектирования гидроэлектростанций. – М.: Гидропроект, 1977. – 131 с. 5. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования: РД 153–34. 0–20.257–98 / РАО ЕЭС России. – М., 2001. – 151с. 6. Правила устройства электроустановок. – М.: Главгосэнергонадзор России, 1998. – 607 с. 7. Типовая инструкция по переключениям в электроустановках: РД 153–34.0–20.505–2001. ОРГРЭС. – М., 2001. 8. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств 6–750 кВ / Сев.-Зап. отделение Энергосетьпроекта. – Л., 1979. 9. Двоскин, Л. И. Схемы и конструкции распределительных устройств / Л. И. Двоскин. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 200 с. 10. Электрическая часть станций и подстанций / под ред. А. А. Васильева. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 575 с. 11. Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций / Б. Н. Неклепаев. – М.: Энергия, 1986. – 640 с. 12. Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: справ. для курсового и дипломного проектирования / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 605 с. 13. Блок, В. М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей / В. М. Блок. – М.: Высш. шк., 1981. – 304 с. 14. Гук, Ю. Б. Проектирование электрической части станций и подстанций / Ю. Б. Гук. – Л.: Энергоатомиздат, 1985. – 312 с. 15. Рожкова, Л. Д. Электрооборудование станций и подстанций: учеб. для техникумов / Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с. 16. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию / под общ. ред. А. А. Федорова. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – Т.1. – 567 с.; 1987. – Т.2. – 591 с. 17. Идельчик, В. И. Электрические системы и сети / В. И. Идельчик. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 592 с.
ОГЛАВЛЕНИЕ
1. ГЛАВНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СХЕМЫ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ..... 4 1.1. Структурные схемы электростанций и подстанций................................... 4 1.2. Главные схемы распределительных устройств.......................................... 9 1.2.1. Схемы РУ с коммутацией присоединений одним выключателем...... 11 1.2.2. Схемы РУ с коммутацией присоединений двумя и более выключателями 22 1.2.3. Упрощенные схемы РУ........................................................................ 25 2. ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ.................. 28 2.1. Принципы управления электрическими установками............................. 28 2.2. Выполнение переключений....................................................................... 32 2.3. Оперативное состояние электрического оборудования.......................... 34 2.4. Примеры оперативных переключений в электроустановках.................. 35 2.4.1. Одиночная система шин...................................................................... 35 2.4.2. Двойная система шин........................................................................... 36 2.4.3. Способы вывода в ремонт и ввода в работу выключателей и трансформаторов........................................................................................................................ 39 3. ПРИМЕР КОМПОНОВКИ И РАСЧЕТА ГЛАВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ТЭЦ............................................................................................................................... 45 3.1. Техническое задание на расчет................................................................. 45 3.2. Компоновка структурной схемы ТЭЦ...................................................... 47 3.3. Расчет графиков нагрузок......................................................................... 48 3.4. Выбор трансформаторов.......................................................................... 52 3.5. Выбор схем распределительных устройств............................................. 56 3.6. Технико-экономический расчет структурных схем................................. 59 3.7. Расчет токов короткого замыкания......................................................... 63 3.8. Выбор и проверка аппаратов и проводников.......................................... 79 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК.................................................................. 98
Министерство образования и науки Российской Федерации
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ ПРИМЕР КОМПОНОВКИ И РАСЧЕТА
Компоновка структурной схемы ТЭЦ
Компоновку главной схемы электростанции удобно начинать с разработки структурной схемы, которая определяет основные энергетические потоки. Характерной чертой ТЭЦ является выдача части мощности на генераторном напряжении, и доля этой мощности во многом определяет архитектуру главной схемы. Компоновка структурной схемы ТЭЦ начинается с выбора числа генераторов и их мощностей и заключается в правильном распределении генераторов по РУ. Согласно техническому заданию станция должна отдавать мощность на двух напряжениях 10 кВ и 110 кВ, в результате чего в главной схеме должны быть предусмотрены два распределительных устройства. Удачный выбор числа и мощности генераторов во многом определяет качество проекта. При выборе генераторов необходимо учитывать следующие факторы: 1. Число генераторов не должно быть чрезмерно большим, что противоречит современной тенденции укрупнения единичных мощностей, и слишком малым, что приведет к большому дефициту мощности при отключении одного из генераторов. Обычно число генераторов составляет 3–8 единиц. 2. Необходимо стремиться к однотипности устанавливаемого оборудования. 3. При определении числа генераторов, работающих на каждое РУ, следует стремиться к минимизации перетоков мощности через трансформаторы связи. 4. Количество генераторов, присоединяемых к ГРУ, выбирается так, чтобы обеспечить питание потребителей в нормальном режиме. 5. Для питания нагрузки на повышенном напряжении (35 кВ и выше) целесообразно использовать блоки «генератор–трансформатор» с генераторами мощностью 120–250 МВт. 6. По условиям электродинамической стойкости оборудования мощность генераторов ГРУ не следует превышать следующих значений: при U = 6 кВ Рген Для получения оптимального проектного решения обычно разрабатывают несколько вариантов структурной схемы энергоустановки и выбирают из них лучший по результатам технико-экономической оценки. Критерием выбора является минимум приведенных затрат. В учебном проекте для данного анализа достаточно разработать два варианта. На рис. 3.3 приведены два варианта структурных схем ТЭЦ, имеющие равноценные технические и экономические характеристики. Для обоих вариантов выбрана комбинированная схема ТЭЦ с наличием ГРУ и блоков. Варианты имеют следующую установленную мощность: РТЭЦ1 = 452 МВт; РТЭЦ2 = 425 МВт. Так как отличие вариантов по мощности друг от друга и от технического задания меньше 5–7 %, то принимаем эти варианты для дальнейшей проектной разработки. Каталожные данные турбогенераторов, использованных в этих схемах, приведены в табл. 3.8.
а
б Рис. 1.3. Структурные схемы проектируемой электроустановки:
Расчет графиков нагрузок
Целью данных расчетов является определение графиков перетоков мощности через трансформаторы связи и графиков обменной мощности станции с энергосистемой. Первый график необходим для выбора трансформаторов связи, второй график позволяет определить необходимое число линий связи станции с энергосистемой и потребителем. При расчете графиков нагрузок собственные нужды станции учитываются упрощенно по установленной мощности генераторов Рсн = kсн · Рген, где kсн – определяется по справочной литературе. В учебном проекте графики нагрузок рассчитываются для двух сезонов – зима и лето. При этом графики рассчитываются для различных режимов работы станции с целью определения наиболее тяжелого продолжительного режима. График перетока мощности. Перетоком мощности называется мощность, проходящая между ГРУ и ОРУ. Как видно из структурных схем станции, эта мощность проходит через трансформаторы связи и поэтому по ней будет произведен выбор числа и мощности этих трансформаторов. Для определения наиболее тяжелого графика перетока рассматриваются два режима работы станции: нормальный режим – это режим, при котором с проектными нагрузками работают все генераторы и потребитель: ремонтный режим ГРУ – в этом режиме на станции выведен в ремонт самый мощный генератор, подключенный к шинам ГРУ. В соответствии со структурной схемой переток мощности между ГРУ и ОРУ в каждый момент времени определяется разностью мощностей поступившей на шины ГРУ и ушедшей с этих шин
где
График обменной мощности. Обменной мощностью называется мощность обмена станции с энергосистемами. Эта мощность проходит по линиям связи станции с энергосистемами и поэтому по ее величине будет закладываться в проект количество цепей ЛЭП, подключаемых к шинам ОРУ – 110 кВ от энергосистемы. Для определения наиболее тяжелого продолжительного режима этой связи следует рассмотреть еще один режим работы станции – ремонтный. В этом режиме выведен в ремонт самый мощный генератор станции. В соответствии со структурной схемой обменная мощность для каждого момента времени определяется разностью поступающей на шины ОРУ мощности и уходящей с этих шин
где
Результаты расчетов всех перечисленных графиков сведены в табл. 1.4 – 3.6 и приведены на рис. 1.4, 1.5.
Таблица 1.4 Суточные графики мощностей в нормальном режиме работы станции
Рис. 1.4. Суточный график перетока мощности в нормальном режиме работы станции ---------- 40 МВА, ———— 63 МВА) Таблица 1.5 Суточные графики мощностей в ремонтном режиме ГРУ
Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2016-07-13; Просмотров: 1797; Нарушение авторского права страницы
32МВт, при U = 10кВ Рген 
, 
– мощность генераторов, работающих на шины ГРУ; 
– полная мощность собственных нужд генераторов ГРУ; 
– полная мощность потребителя Р1, подключенного к шинам ГРУ.
, 
– полная мощность генераторов блоков; 
– полная мощность собственных нужд генераторов блоков; 
– полная мощность потребителя Р2, подключенного к шинам ОРУ.
, МВА
, МВА
, МВА
, МВА
, МВА
, МВА
; 
; 
.
; 
.
=1, 61 и пересчитываем реальное время перегрузки в эквивалентное
; 
; 
Омский государственный технический университет.