Проектирование электрической станции

Проектирование электрической станции

1. Выбор главной электрической схемы и основного оборудования

Главной электрической схемой называется схема электрических и трансформаторных соединений между основными элементами электростанции, связанными с производством, преобразованием и распределением электроэнергии.

Схема трансформаторных соединений между генераторами и РУ основных напряжений называется структурной электрической схемой. Она показывает распределение генераторов между РУ различных напряжений и связей между РУ.

В главной электрической схеме условно выделяют электрическую схему собственных нужд станции.

1.1 Выбор структурной схемы

Структурную схему электрической части электростанций выбирают на основании технико-экономических вариантных расчетов. Для простых исходных условий структурную схему определяют однозначно, и ее проектирование сводится к выбору необходимых трансформаторов.

Тепловые электроцентрали располагают в непосредственной близости от центров местной нагрузки. Поэтому часть вырабатываемой энергии ТЭЦ могут выдавать в распределительные сети местной нагрузки на генераторном напряжении, и часть - в распределительные сети системы на напряжениях 110-220 кВ.

Выбор структурной схемы ТЭЦ осуществляют, исходя из следующих условий:

. Мощность местной нагрузки 6-10 кВ не менее 30% установленной мощности электростанции.

. Мощность агрегатов 32-63 МВт.

Если данные условия выполняются, то целесообразно создание генераторного напряжения (ГРУ), к которому подключаются генераторы и кабельные линии сети местной нагрузки.

Рм.н = 80 МВт

Рэл∑ = 4×30 + 2×60 = 240 МВт

Рс.н = 12% × Рэл∑ = 12% × 240 = 28,8 МВт

Мощность электростанции без учета собственных нужд:

Рэл = Рэл∑ - Рс.н = 240 - 28,8 = 211,2 МВт

Для создания ГРУ необходимо, чтобы выполнялось условие:

Рм.н ≥ 0,3Рэл = 0,3∙211,2 = 63,36 МВт

МВт > 63,36 МВт

Условия выполняются, следовательно, генераторы мощностью 32 МВт целесообразно объединить в ГРУ. Структурная схема показана на рисунке 1.1.

На ней показаны генераторы (Г); ОРУ-110 кВ; ГРУ - 6,3 кВ; местная нагрузка (Рм.н); нагрузка собственных нужд (Рс.н); трансформаторы связи (ТС) и блочные трансформаторы (ТБ). Генераторы мощностью 32 МВт присоединены к ГРУ, а генераторы 63 МВт присоединены по блочному принципу, с целью уменьшения токов КЗ на ГРУ.

Рисунок 1.1

1.2 Выбор генераторов

Турбогенераторы для ТЭЦ выпускают номинальной мощностью 2,5; 4,0; 6,0; 12; 30; 50; 60 (63); 100; 150; 200; 220; 300; 500; 800; 1200 МВт.

К ГРУ присоединены 4 генератора типа ТВС-32У3.

В блоке генератор-трансформатор используются генераторы типа ТВФ-63-2У3.

Паспортные данные генераторов приведены в таблице 1.1

Таблица 1.1

1.3 Выбор трансформаторов

Мощность, передаваемую через трансформаторы определяют с учетом различных значений: cosц - генератора, потребителей собственных нужд и местной нагрузки.

Выбор трансформаторов связи

,

Где Р∑г; Q∑г - суммарные активная и реактивная мощность, присоединенных к ГРУ генератора.

Рс.н; Qс.н - активная и реактивная мощность собственных нужд.

Рм.н; Qм.н - активная и реактивная мощность местной нагрузки.

Определим мощность передаваемую трансформатором связи в нормальном зимнем режиме.

Рм.н=80 МВт

∑Рг=4х32=128 МВт

∑Qг=∑Рг х tg ϕ

Tg ц определим из cos ц=0.8

Tg ц= tg (accos ц)= tg (accos 0.8)= tg ц=0.75

∑Qг=128 х 0,75=96 МВАр

Рс.н= 12% х ∑Рг= 15,36 МВт

Qс.н= 12% х ∑Qг= 11,52 МВАр

Определим местную реактивную нагрузку.

Qм.н макс. = tg ц х Р м.н = 0,75 х 80 = 60 МВАр

Определим расчетную мощность в нормальном зимнем режиме.

Определим мощность передаваемую трансформаторами связи в нормальном летнем режиме.

∑Рг = 128 МВт Рс.н = 15,36 МВт

∑Qг = 96 МВ∙Ар Qс.н = 11,52 МВ∙Ар

Определим активную и реактивную мощность местной нагрузки.

Рм.н мин = К х Рм.н макс.

К - коофициент, учитывающий снижение нагрузки = 0,8

Рм.н мин. = 0,8 х 80 = 64 МВт

Qм.н мин. = tg ц х Рм.н мин. = 0,75 х 64 =48 МВАр

Определим расчетную мощность в нормальном летнем режиме.

Определим расчетную мощность передаваевую трансформаторами в аварийном режиме (1 генератор мощностью 32 МВт отключен).

∑Рг = 3 х 32 МВт =96 МВт

∑Qг = ∑Рг х tg ц = 96 х 0,75 = 72 МВАр

Рм.н макс. = 80 МВт

Qм.н макс. = 60 МВАр

Определим мощность собственных нужд.

Рс.н = 12% х 96 = 11,52 МВт

Qс.н = 12% х 72 = 8,64 МВАр

Определим расчетную мощность в аварийном режиме.

Sрасч. макс. = Sрасч. 2 = 60,8 МВт

По максимальной расчетной нагрузке определяем мощность каждого из двух трансформаторов связи согласно условию:

n - коэффициент перегрузки трансформатора = 1,4

Мощность трансформатора Sн.т > 43,43 МВт х 1000 = 43430 кВт

Выбираем трансформаторы типа ТРДН - 63000/110. Паспортные данные приведены в таблице 1.2.

Выбор блочных трансформаторов.

МВт = 66000 кВт

Выбираем трансформаторы типа ТРДН - 80000/110. Паспортные данные приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2

1.4 Выбор электрической схемы распределительного устройства генераторного напряжения (ГРУ)

Выбираем секционированную систему сбора шин.

Рисунок 1.2

.5 Выбор секционных реакторов

Выбираем номинальный ток реактора.

I_г ≥ (0,6; 0,7) × I_нгс

I_нгс (номинальный ток генератора в секции) = 3,67 × 2 = 7,34 кА

,6 × 7,34 = 4,4 кА

.5.2 Ток, протекающий через реактор при отключении первого трансформатора связи.

Рисунок 1.3

Мощность перетока (Рпер) =

Рг = 32 МВт

Рм.н. =80 МВт

Рс.н. = 15,36 МВт

Рпер. = 16,32 МВт

Ток перетока определим по формуле:

Iпер. = кА

Выбираем реактор РБ-10-1600-0,14У3. Паспортные данные приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3

Потери напряжения в реакторе определим по формуле:

%

,38% < 6% - данный реактор соответствует нормам.

1.6 Выбираем электрическую схему ОРУ

Рисунок 1.4

1.7 Выбор электрической схемы собственных нужд

Выбор трансформаторов собственных нужд неблочной части станции.

Где n = 2 (число секций)

,9 - расчетный переводной коофициент

Рсн.макс = 15,36 МВт

Руст. - Р∑г = 128 МВт

S∑нг = 40 × 4 = 160 МВ·А

МВ·А

Выбираем трансформатор ТДНС-10000/10. Паспортные данные трансформатора приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4

Выбор трансформаторов собственных нужд блочной части станции.

 МВ·А

Выбираем трансформатор ТРДНС-25000/10. Паспортные данные трансформатора приведены в таблице 1.4.

1.8 Выбор схемы питания местного района

Рисунок 1.5

2. Расчет токов короткого замыкания

.1 Расчет параметров элементов схемы

Составим расчетную схему (рисунок 2.1)

Рисунок 2.1

Приведение элементов схемы к базисным условиям.

За базисную мощность принимаем величину Sб = 1000 МВ·А

За базисное напряжение принимаем напряжение Uб = 10,5 кВ

Базисный ток определяется по формуле:

 кА

Приведем к базисным условиям сопротивление генератора согласно формуле:

Хʺd = 0,153 (табл. 1.1)

Sн.г. = 40 МВ·А (табл. 1.1)

Хг1* = Хг2* = Хг3* = Хг4* =  о.е.

Аналогично для генераторов Г5 и Г6

Хʺd = 0,153 (табл. 1.1)

Sн.г. = 78,75 МВ·А (табл. 1.1)

 о.е.

Приведем к базисным условиям сопротивление трансформаторов связи и блочных трансформаторов согласно формуле:

 о.е.

Приведем к базисным условиям сопротивление секционных реакторов согласно формуле:

Хр = 0,14 (табл. 1.3)

Приведем к базисным условиям сопротивление системы.

 о.е.

Составим схему замещения согласно расчетной схеме, приняв источник в виде сопротивления и ЭДС. Схема замещения на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2

Х1; Х2 = 1,91 о.е.

Х3; Х8 = 1,94 о.е.

Х5; Х6 = 1,66 о.е.

Х7; Х9 = 1,31 о.е.

Х4 = 1,4 о.е.

Хс = 1,375 о.е.

2.2 Преобразование схемы замещения к простейшему виду

Сложим последовательно сопротивления Х3 и Х7; Х8 и Х9 и получим сопротивление Х10 и Х11.

Х10 = Х7 + Х3 = 1,31+1,94=3,25 о.е.

Х11 = Х8 + Х9 = 1,94+1,31=3,25 о.е.

Схема представлена на рисунке 2.3

Рисунок 2.3

Сложим параллельно сопротивления Х10 и Х11 получим сопротивление Х12.

 о.е.

Схема представлена на рисунке 2.4

Рисунок 2.4

Сложим параллельно сопротивления Х12 и Хс получим сопротивление Х13.

 о.е.

Схема представлена на рисунке 2.5

Рисунок 2.5

Преобразуем треугольник сопротивлений Х5; Х4; Х6 в звезду. (рисунок 2.6).

 о.е.

 о.е.

 о.е.

Рисунок 2.6

Сложим последовательно сопротивления Х13 и Х14, а так же Х2 и Х16 получим сопротивление Х17 и Х18. (рисунок 2.7)

 о.е.

 о.е.

Рисунок 2.7

Сложим параллельно сопротивления Х17 и Х8 получим сопротивление Х19. (рисунок 2.8)

о.е.

Рисунок 2.8

Последовательно сложим сопротивление Х15 и Х19 получим сопротивление Хэкв. (рисунок 2.9)

о.е.

Рисунок 2.9

Определим результирующее сопротивление Хрез. параллельно сложив Х1 и Хэкв. (рисунок 2.10)

 о.е.

Рисунок 2.10

2.3 Определение коэффициентов токораспределения в ветвях

Используя метод чужого сопротивления определяем коэффициент токораспределения в параллельных ветвях, приняв Срез. = 1 Для Хэкв;

 о.е.

Для Х1;

 о.е.

Коэффициенты токораспределения для сопротивлений, соединенных последовательно, одинаковы тому, что соответствуют эквивалентному сопротивлению, следовательно:

С15 = С19 = Сэкв. = 0,58 о.е.

Для Х 17; Х18

Для Х2; Х16

С2 = С16 = С18 = 0,35 о.е. (соеденены последовательно)

Для Х14; Х13;

С14 = С13 = С17 = 0,37 о.е. (соеденены последовательно)

Для Хс:

ДляХ12:

Для Х11:

С11 = С3 = С8 = 0,08 о.е.

Выполним проверку:

С1 + С2 + С3 + С8 + Сс =Срез.

,41 + 0,35 + 0,08 + 0,08 + 0,2 =1,1

Коэффициенты токораспределения были найдены верно.

2.4 Расчет токов КЗ методом расчетных кривых

Определение расчетных сопротивлений лучей схемы

Расчетная схема представлена на рисунке 2.11

Рисунок 2.11

Схема замещения схемы представлена на рисунке 2.12

Рисунок 2.12

Коэффициент токораспределения лучей:

С1,2 = С1 = 0,41 о.е.

С3,4 = С2 = 0,35 о.е.

С5,6 = С12 = 0,17 о.е.

Сс = 0,24 о.е.

Определим мощности лучей.

Sл1=Sг1+Sг2= 80мВ·А

Sл2=Sл1= 80мВ·А (т.к. они одинаковы)

Sл3=Sг5+Sг6=157,5 мВ·А

Sл4=Sс=800 мВ·А

Хрез=0,78 о.е Sб=1000 мВ·А (см. п. 2.3 и 2,1)

Расчетное сопротивление лучей:

Определение периодической состовляющей тока

По расчетным кривым для каждого значения Х расч найдем относительные токи в момент времени t=0 и t=0,1

t=0 t=0.1

луч. Iп1=13 Iп1=8,5

луч. Iп2=9 Iп2=7,5

луч. Iп4=1,42 Iп4=1,3

Базисные токи лучей

Базисные токи определяются по формуле:

Определим периодическую составляющую в момент времени t=0

Iп01=Iп01·Iбл1=13·4,4=57,2 кА

Iп02=Iп02·Iбл2=9·4,4=39,6 кА

Iп03=Iп03·Iбл3=6,5·8,67=56,35 кА

Iп04=Iп04·Iбл4=1,42·44=62,5 кА

Периодическая составляющая t=0=Iп1+Iп2+Iп3+Iп4=215,65 кА

Определим периодическую составляющую в момент времени t=0,1

Iп0,11=8,5·4,4=37,4 кА

Iп0,12=7,5·4,4=33 кА

Iп0,13=4,9·8,6=42,5 кА

Iп0,14=1,3·44=57,2 кА

Периодическая составляющая t=0,1= =Iп0,11+Iп0,12+Iп0,13+Iп0,14=170,1 кА

Расчет ударного тока КЗ

Ударный ток КЗ определяется по формуле:

kуд - ударный коэффициент

Для: Л1 kуд=1.961 Та1=0,249

Л2 kуд=1,961 Та2=0,249

Л3 kуд=1,955 Та3=0,222

Л4 kуд=1,88 Та4=0,08

Ударный коэффициент определяем по таблицам

Ударный ток:

Расчет апериодической составляющей тока КЗ в точке К

3. Выбор аппаратуры расчетного ответвления и сечения кабеля

.1 Выбор выключателя

электрический замещение токораспределение схема

Схема расчетного ответвления показана на рисунке 3.1

Рисунок 3.1

Номинальный ток выключателя определяется по формуле:

Определим ток утяжеленного режима

Предварительно выбираем выключатель марки ВМПЭ-10-630-20У3. Его параметры в таблице 3.1

Таблица 3.1

3.2 Выбор реактора

Определение требуемого сопротивления реактора

Результирующее сопротивление цепи КЗ до установки реактора.

Схема замещения цепи показана на рисунке 3.2

Рисунок 3.2

Требуемое сопротивление цепи КЗ определяется по формуле:

Определим требуемое сопротивление реактора.

Хр.треб=Хрез.треб-Хрез=2,89-0,028=2,86 оМ

Определим токи протекающие через реактор в нормальном и утяжеленном режимах.

Где п-количество ответвлений первой ветви реактора.

Ррасч=5,4

Где пʹ-количество ответвлений от одного реактора.

Выбираем реактор типа РБС-10-2×1000-0,14У3. Параметры приведены в таблице 3.2

Таблица 3.2

Проверка реактора

Определим фактическое значение тока при КЗ за реактором.

Хрез=0,76 (см. п. 2)

Хр=0,417 (см. табл. 3.2)

Проверим реактор на электродинамическую стойкость.

Для этого должно выполняться условие: Iуд < Iэл.дин.

Iуд = 13,39

,69 < 63 - условие выполняются.

Проверим реактор на термическую стойкость.

Для этого должно выполнятся условие: вк расч. < вкат.

вкат. =Iт.с² · tтерм.стойк.=24,8²·8=4920,32 кА·сек

вк.расч=Iпо.факт²·(фоткл.+Та)

фоткл.=tс.в.+tр.з.=0,095+4=4,095

tр.з.=4 сек.

вк.расч=4,83 (4,095+0,249)=20,98

Потери напряжения в реакторе

Определим потери напряжения:

ДU% =

Iнорм.=0,78

Хр=0,417

Sinц=0.6

ДU должно быть < 6%

ДU%% < 6%

Условие выполняется.

Определим остаточное напряжение на шинах КЗ за реактором.

3.3 Выбор выключателя. Проверка

Параметры проверяемого выключателя в таблице 3.1

Uв =10

Iутяж.= 1< Iн.в=630

Проверка на электродинамическую стойкость

Для выполнения этого должно выполняться условие:

iуд. < Iэл.дин.

Iэл.дин. =52 кА

iуд =13,39

Условие выполняется.

Проверка на термическую стойкость

Для выполнения этого должно выполняться условие:

вк расч. < вкат.

вк.расч=20,98

вкат. =Iт.с² · tс.=20²·8=3200 кА·сек

Условие выполняется.

3.4 Выбор разьединителя

Определим рабочий ток через разьединитель

Uр = 10 кВ

кА

По рабочему току выбираем разьединитель типа РВРIII-10/2000У3

Параметры разьединителя приведены в таблице 3.3

Таблица 3.3

Проверка на электродинамическую стойкость

Для выполнения этого должно выполняться условие: iуд. < Iэл.дин.

iуд =13,39

Iэл.дин. =52 кА

Условие выполняется.

Проверка на термическую стойкость

Для выполнения этого должно выполнятся условие: вк расч. < вкат.

вк.расч=20,98

вкат. =Iт.с² · tт.с.=31,5²·4=126 кА·сек

Условие выполняется.

3.5 Выбор кабеля

Определим ток нормального режима

Определим ток в утяжеленном режиме.

Iутяж=2·Iр.н.=2·0,39=0,78

Iпо.факт.=4,9 (п. 3.2.2)

Согласно ПУЭ для кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами при Тч.макс. = 6000 часов принимаем экономическую плотность тока jэк=1,2 А/мм²

Определим экономическое сечение кабеля

Наибольшее сечение для трехжильных кабелей = 240мм², поэтому примем питание местной нагрузки по двум кабелям в нормальном режиме с условием, что имеется третий резервный кабель того же сечения. Схема питания на рисунке 3.3.

Iутяжʹ.=2·Iр.нʹ = 0,39

qэкʹ = ==162,5

Рисунок 3.3

Принимаем трехжильный кабель с бумажной пропитанной изоляцией с алюминиевыми жилами марки ААБ сечением 240 мм², Iдоп.=0,335 кА

Загрузка линии.

%

Определим допустимый аварийный ток.

Iдл.доп.=Iдоп. =0,335к А

Iав. = 1,25·0,335=0,418 кА

Iутяж. = Iутяжʹ. = 0,39 < Iав = 0,418

Данный кабель подходит.

Проверка на термическую стойкость

Определим начальную температуру кабеля в нормальном режиме.

Q1 = Q3+(Qдоп.-Q3)·()²

Qдоп=65º

Q3=Qпочв.=15º

Q1=15+(65-15)·()²=32º

3.6 Выбор разъединителя на каждом из присоединений

Определим рабочий ток через разъединитель

Рразъедʹ. = = 2,7 мВт

Мощность передаваемая через разъединитель.

Выбираем разъединитель марки РВ-10/400 У3. Параметры разьединителя приведены в таблице 3.4

Таблица 3.4

Проверка на электродинамическую стойкость

Для выполнения этого должно выполняться условие:

iуд =13,39 (п. 3.2.2)

Iэл.дин. =41 кА

iуд =13,39 < Iэл.дин. =41

Условие выполняется.

Проверка на термическую стойкость

Для выполнения этого должно выполняться условие:

вк расч. < вкат.

вк.расч=20,98

вкат. =Iт.с² · tт.с.=16²·4=1024 кА·сек

вк.расч=20,98 < вкат. = 1024

Условие выполняется, данный разъединитель удовлетворяет всем предъявленным условиям.

Заключение

В данном курсовом проекте рассчитана электрическая часть тепловой электростанции. В ходе работы была выбрана схема ТЭЦ, силовые трансформаторы, трансформаторы собственных нужд. Произведен выбор целесообразного способа ограничения токов КЗ, электрической схемы РУ. Рассчитаны токи короткого замыкания и выбраны коммутационные аппараты. Получен навык проектирования электрической части электростанции.

Список использованных источников

1.   Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.

2.      Электрооборудование станций и подстанций: учебник для сред. проф. образования / Рожкова Л.Д., Карнеева Л.К., Чиркова Т.В. - 4-е изд., стер. - М.: Издательский центр «Академия», 2007. - 448 с.: ил.

         Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях: учеб. пособие для электроэнерг. спец. / В.В. Ежков; Под. ред. В.А. Строева. - М.: Высш. шк., 1999. - 352 с.: ил.