1. Выборгенераторов
Исходя изустановленной мощности ГРЭС-2200МВт принимаем установку генераторного типа ТГВ-500–2У3; ТГВ-200–2У3. Данные генераторовзаписываем в таблицу 1.1.
Таблица 1.1.Тип генератора Частота вращения об/мин Номинальные значения Xd`` Цена, тыс. руб.
Sном МВ·А
Pном МВт
Uном кВ cos φ ТГВ-500–2У3 3000 588 500 20 0.85 0.243 1280 ТГВ-200–2У3 3000 235,3 200 15,75 0,85 0,190 593,4
2. Выбордвух вариантов схем на проектируемой электростанции
/>
/>
В первомварианте рисунок 2.1 к шинам высокого напряжения 500кВ присоединено четырегенератора ТГВ-500–2У3 через блоки. К шинам среднего напряжения 110кВприсоединен через блок генератор ТГВ-200–2У3. Во втором варианте рисунок 2.2 кшинам высокого напряжения 500кВ присоединено 3 генератора ТГВ-500–2У3 черезблоки. К шинам среднего напряжения 110кВ присоединены через блоки генератор ТГВ-500–2У3и генератор ТГВ-200–2У3.
3. Выбортрансформаторов на проектируемой электростанции
1. При выбореблочных трансформаторов для генератора ТГВ-200–2Д надо учесть, что вся мощностьгенератора должна быть передана в сеть высокого напряжения, гдеSном, Рном.г, cosφ – соответственно активная,полная мощность и коэффициент мощности генератора (см. Таблица 1.1.).
Sном.г=235.3=100% Sс.н =/>=16.73 МВ·А; [3.с. 8. (1.1)]
Определяемноминальную мощность трансформатора, МВ·А;
Sном.т/>Sном.г–Sс.н = 235.3. – 16.73 = 218.57МВ·А;
2. Выбираемтрансформатор для генератора ТВМ-300-У3.
Sном.г = 353 = 100% Sс.н=/> = 25.13 МВ·А;
Определяемноминальную мощность трансформатора, МВ·А;
Sном.т/>Sном.г–Sс.н = 353 – 25.13 = 327.87МВ·А;
3. Выбираемтрансформатор для генератора ТВФ-120–2У3.
Sном.г = 125 = 100% Sс.н = /> = 8.9 МВ·А;
Определяемноминальную Sном.т/>Sном.г – Sс.н = 125 – 8.9 = 133.9МВ·А;
мощностьтрансформатора, МВ·А;
По справочнойлитературе выбираем трансформаторы, и все данные вносим в таблицу 3.1.
Таблица 3.1.№ Тип Мощность МВ·А Напряжение Потери кВт Напряжение к.з. Uк, % ВН НН Pхх Pкз 1 ТДЦ-250000/220 250 242 13.8; 130 660 11 2 ТДЦ-250000/110 250 121 13.8; 170 550 10.5 3 ТДЦ-400000/220 400 242 15.75; 280 870 11 4 ТДЦ-200000/110 200 121 10.5; 170 550 10.5
Согласнозадания, связь с системой осуществляется на высшем напряжении, аавтотрансформаторы должны обеспечить питание потребителей среднего напряжения,а также выдачу избыточной мощности в распределительные устройства в режимахнагрузки на среднем напряжении. При аварийном отключении одного изавтотрансформаторов связи, другой может быть перегружен на 40 процентов.
Расчетныйпереток мощности через автотрансформатор связи определяют по формуле
Sрасч =/>; [3.с. 13. (1.4)]
Выбираемавтотрансформаторы связи на ГРЭС, структурные схемы вариантов I и II показаны на рисунке 2.1.и 2.2. на станции установлен генератор по 100 МВт, cosφ =0.8, нагрузка на среднемнапряжении 110кВ Pmax = 150 MBт; Pmin = 120 MBт; cosφ = 0.93. Вся остальная мощность выдается в сеть 220 кВ.
Подсчитываемреактивные составляющие мощностей.
Qc.max = Pc.max · tgφ = 150 · 0.394 = 59.1МВар;
Qc.min = Pc.min · tgφ = 120 · 0.394 = 47.28МВар;
Qном.г = Pном.г · tgφ = 100 · 0.75 = 75 МВар;
Расход насобственные нужды
Pс.н.max = /> = 8 МВт;
Qс.н.max =Pс.н.max · tgφ = 8 · 0.75 = 6 МВар;
Определяемрасчетный переток мощности через автотрансформатор связи.
I вариант (рис. 2.1.)
Sрасч 1 = /> = 58.83 МВ·А;
Sрасч 2 = /> = 35.44 МВ·А;
Рассчитываемнагрузку при отключении одного из блоков, присоединенных к шинам 110кВ.
Sав. = /> = 161.22 МВ·А;
Выбираемноминальную мощность автотрансформатора по формуле.
Sном.АТ /> /> МВ·А; Sном.АТ /> /> = 115.15 МВ·А
Подсчитываемреактивные составляющие мощностей для II варианта.
Qном.г = Pном.г · tgφ = 200 · 0.62 = 124 МВар;
Определяемрасчетный переток мощности через автотрансформатор связи.
II вариант (рис. 2.2.)
Sрасч 1 = /> = 35.12 МВ·А;
Sрасч 2 = /> = 100.92 МВ·А;
Рассчитываемнагрузку при отключении одного из блоков, присоединенных к шинам 110кВ.
Sав. = /> = 161.22 МВ·А;
Выбираемноминальную мощность автотрансформатора по формуле.
Sном.АТ /> /> = 115.15 МВ·А
В первом ивтором случае выбираем два автотрансформатора по 125МВ·А –
2 /> 125000/220/110. Посправочной литературе выбираем автотрансформаторы, и все данные вносим в(Таблицу 3.2).
Таблица 3.2Тип
Мощность
МВ·А Напряжение кВ Потери кВт Напряжение к.з. Uк.% ВН СН НН Pх Pк Uк. в-с Uк. в-н Uк. с-н
АТДЦТН-
125000/220/110 125 230 121 6.3; 65 315 11 45 28
4.Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой станции
Экономическаяцелесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами:
З = pн ·К + И
где pн – нормативныйкоэффициент экономической эффективности, равный 0.12;
К –капиталовложения на сооружения электроустановки, тыс. р; И – годовые эксплутационныеиздержки, тыс. р.год.
Втораясоставляющая расчетных затрат – годовые и эксплутационные издержки –определяется по формуле: И = /> [4.§ 5.1.7.с. 327(5.11)] где pa, po – отчисления на амортизацию и обслуживание, %; β – стоимость1 кВт · ч.
Произведемтехнико-экономическое сравнение структурных схем ГРЭС, приведенных на рисунке2.1 и 2.2.
На ГРЭСустановлены (рис. 2.1) 6 генераторов 5/> ТГВ-200–2Д; 1/> ТВФ-120–2У3; на (рис. 2.2)3/> ТВМ-300-У3; 1/> ТГВ-200–2Д; в блоке странсформаторами
ТДЦ-250000/220(Pхх = 130 кВт. Pкз = 660 кВт.) ТДЦ-250000/110(Pхх = 170 кВт. Pкз = 550 кВт.) ТДЦ-400000/220(Pхх = 280кВт. Pкз = 870 кВт.) ТДЦ-200000/110(Pхх = 170 кВт. Pкз = 550 кВт.) Тмах = 8234 ч.
Вся остальнаямощность выдается в систему по линиям 220кВ. Связь между РУ осуществляется спомощью автотрансформаторов: I вариант (рис. 2.1)
АТДЦТН-125000/220/110(Pх =65 кВт. Pк = 315кВт.). II вариант (рис 2.2) АТДЦТН-125000/220/110(Pх =65 кВт. Pк = 315кВт.). Составляемтаблицу подсчета капитальных затрат, учитывая основное оборудование.
Таблица 4.1.Оборудование стоимость единицы, тыс. руб. варианты I вариант (рис. 2.1) II вариант (рис. 2.2) Колич. един. шт. Общая стоимость тыс. руб.
Колич. един.
шт. Общая стоимость тыс. руб Генератор ТГВ-200–2Д 593.4 5 2967 1 593.4 Генератор ТВФ-120–2У3 350 1 350 – – Генератор ТВМ-300-У3 900 – – 3 2700 Блочный трансформатор ТДЦ-250000/220 316 5 1580 – Блочный трансформатор ТДЦ-250000/110 257 – – 1 257 Блочный трансформатор ТДЦ-400000/220 420 – – 3 1260 Блочный трансформатор ТДЦ-200000/110 290 1 290 – –
Автотрансформатор АТДЦТН-
125000/220/110 270 2 540 2 540 Ячейки ОРУ-110кВ 30 2 60 2 60 Ячейки ОРУ-220кВ 76 6 456 4 304 ИТОГО 6243 5714,4 ИТОГО с учетом удорожания
К 26/>6243
К 26/>5714,4
Дляопределения времени максимальных потерь используем годовой график. (Рис. 4.1.)
Рис. 4.1.
/>
Определяемпродолжительность каждой ступени. />
Т1 = 365·3 =1095 ч. Т2 = 365·10 = 3650 ч. Т3 = 365·5 = 1825 ч. Т4 = 365·1 =365 ч.
Т5 = 365·5 =1825 ч.
Определяеммощность каждой ступени при Pмах = 150 МВт.
P = />; P1 = />=150 МВт; P2 = />=144 МВт;
P3 = />=138 МВт; P4 = />=136.5 МВт; P5 = />=133.5 МВт.
Определяемпродолжительность использования максимальной нагрузки.
Тмах = /> = /> = 8234 ч.
Находим времямаксимальных потерь по графику [4.с. 328. (рис. 5.5)].
при cosφ = 0.93; τв = τс=τн = 8000 ч.
Определяемпотери в блочных трансформаторах для первого варианта.
/>; [4.с. 328 (5.13)] />= 5.07·106 кВт·ч.
/>= 3.35·106 кВт·ч.
Так кактрансформаторов несколько необходимо найти общие потери.
/>; />= 5 · 5.07 = 25.35·106; />= (25.35+ 3.35)· 106 = 28.7 · 106 кВт·ч.
Определяемпотери в автотрансформаторе.
/>; [4.с. 328. (рис. 5.14)].
/>= 4.56·106 кВт·ч.
Так какавтотрансформатора два, тогда />=2 ·/>=2 · 4.56·106 = 9.12·106кВт·ч.
Определяемсуммарные годовые потери.
/>= (9.12+28.7)·106 =37.82·106 кВт·ч.
Определяемгодовые эксплутационные издержки Pа = 6.4%; Pо = 2%;
β = 65коп/кВт·ч.
И1 =/>·26·6243+68 (37.82·106)·10-5= 39352.4 тыс. руб.
Определяемприведенные затраты.
З1= 0.12 · 26 · 6243+39352.4 = 58830.56 тыс. руб.
Определяемпотери в блочных трансформаторах для второго варианта.
/>= 4.68·106 кВт·ч.
/>= 6.94·106
Так кактрансформаторов несколько необходимо найти общие потери.
/>; />= 3 · 6.94 = 20.82·106; />= (20.82+ 4.68)· 106 = 25.5 · 106 кВт·ч.
Определяемпотери в автотрансформаторе.
/>= 4.56·106 кВт·ч.
Так какавтотрансформатора два, тогда />=2 ·/>=2 · 4.56·106 = 9.12·106кВт·ч.
Определяемсуммарные годовые потери.
/>= (9.12+25.5)·106 =34.62 кВт·ч.
Определяемгодовые эксплутационные издержки Pа = 6.4%; Pо = 2%;
β = 65коп/кВт·ч.
И2 =/>·26·5714.4+68 (34.62·106)·10-5= 36021.84 тыс. руб.
Определяемприведенные затраты.
З2= 0.12 · 26 · 5714.4+36021.84 = 53850.74 тыс. руб.
ЗI > ЗII />;
Вариант II Рис. 2.2.экономичнее первого на /> значит, выбираемII вариант.
5. Расчёт токовкороткого замыкания
Выполняемрасчет токов к.з. для выбора электрических аппаратов и токоведущих частей, и проверкеих на термическую и динамическую стойкость.
1. Составляемрасчетную схему.
/>
Рис. 5.1.
Параметрыотдельных элементов:
Система: Sс1 = 2280 МВ·А; Хс* = 0.02;L1–4 – 270 км;
Генераторы: G1 = G2 = G3 – ТВМ-300-У3 Sном = 353 МВ·А;
Х˝d = 0.203; G4 – ТГВ-200–2Д; Sном = 235.3 МВ·А; Х˝d = 0.185;
Трансформаторы:Т1 = Т2 = Т3 –ТДЦ-400000/220;Sном = 400МВ·А;
Uк% = 11; Т4 – ТДЦ-250000/110;Sном = 250 МВ·А; Uк% = 10,5;
Автотрансформаторы:АТ1 = АТ2 – АТДЦТН – 125000/220/110;
Sном = 125 МВ·А; Uк.в-с% = 11; Uк.в-н% = 45; Uк.с-н% = 28;
Расчёт ведёмв относительных единицах. Для дальнейших расчётов принимаем Sб = 1000 МВ·А. Знак(*) опускаем для упрощения записи.
/>
Сопротивлениегенераторов вычисляем по формуле:
/>; [4. с. 104 (Т.3.4.)]
/>
/>
Сопротивлениетрансформаторов вычисляем по формуле:
/>; [4. с. 104 (Т.3.4.)]
/>; />;
Так каксопротивление автотрансформаторов Х12, Х14, примерно равны нулю, то можно их неучитывать.
/>
/> [4. с. 100(Т.3.3.)]
/>
Определяемсопротивление каждой обмотки:
/>;
Определяемсопротивление линии по формуле;
/>; [4. с. 104 (Т.3.4.)]
/>;
Определяемсопротивление энергосистемы по формуле:
/>; [4. с. 104(Т.3.4.)]
/>;
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Сводим данныеи дальнейшие расчёты в таблицу 5.1.
Проводимрасчёт токов короткого замыкания для точки К2 используя рис. 5.5. и рис. 5.6.
/>
/>
Дальнейшийрасчёт ведём в таблице 5.1.
Таблица 5.1.
Точки короткого замыкания
К1
К2
Источники С G1, G2, G3 G4 С, G1, G2, G3 G4
Базовая мощность Sб МВ∙А 1000
Среднее напряжение Uср, кВ 230 230 230 115 115
Ном.Мощность источников Sном,МВ∙А 2280
353+353+
+353=1059 235,3
2280+1059=
=3339 235,3 Хрез 0.518 0.282 1.764 0.742 1.204
/> кА
/>
/>
/>
/>
/> Е 1 1,13 1,13 1,13 1,13
/> кА
/>
/>
/>
/>
/>
/> кА
/>
/>
/>
/>
/>
In.o//>ном 4.82/5.7=0.84 10.1/2.7=3.74 1.6/0.59=2.71 7.6/16.7=0.45 4.65/1.2=3.8
/> с 0.01+0.08=0.09 0.01+0.08=0,09 0.01+0.08=0.09 0.01+0.08=0,09 0.01+0.08=0.09
/> 1 0.95 0.75 1 0.65
Ку 1.717 1.975 1.985 1.975 1.985
Та 0.03 0.392 0.546 0.392 0.546
/> кА
1.4∙4.82∙1,717=
=11.58
1.4∙10.1∙1.975=
=27.92
1.4∙1.6∙1.985=
=4.45
1.4∙7.6∙1.975=
=21.01
1.4∙4.65∙1.985=
=12.92
/> 0.049 0.8 0.85 0.79 0.85
/> кА
1.4∙4.82∙0.049=
=0.33
1,4∙10.1∙0.8=
=11.31
1.4∙1.6∙0.85=
=1.9
1,4∙7.6∙0.79=
=8.4 1.4∙4.65∙0.85==5.53
/> кА 1∙4.82=4.82 0.95∙10.1=9.59 0.75∙1.6=1.2 1∙7.6=7.6 0,65∙4.65=2.6
Составляемсводную таблицу результатов из таблицы 5.1. в таблицу 5.2. и определяемсуммарные токи короткого замыкания;
Таблица 5.2.
Точка
КЗ Uср; кВ Источники In.o; кА Iу; кА In.τ; кА Iаτ; кА К1 230
С
G1, G2, G3
G4
4.82
10.1
1.6
11.58
27.92
4.45
4.82
9.59
1.2
0.33
11.31
1.9 Суммарные токи 16.52 43.95 15.61 13.54 К2 115
С, G1, G2, G3
G4
7.6
4.65
21.01
12.92
7.6
2.6
8.4
5.53 Суммарные токи 12.25 33.93 10.2 13.93
6. Выборэлектрических аппаратов и токоведущих частей для цепи 220 кВ
Выборвыключателей и разъединителей:
Определяемрасчётные токи продолжительного режима в цепи блока генератора – трансформатораопределяется по наибольшей электрической мощности ТВМ-300-У3
(Sном = 353 МВ·А);
/>; [8. с. 223. (4–3)]
/> А;
Расчётныетоки короткого замыкания принимаем по таблице 5.2., с учётом того, что все цепипроверяются по суммарному току короткого замыкания. Термическая стойкостьопределяется по формуле />кА2∙с;[8. с. 225. (4–8)]
Выбираемвыключатель серии ВМТ – 220Б – 20/1000 и разъединитель серии РДЗ – 220/1000.
Дальнейшийрасчёт проводим в таблице 6.1.
Таблица 6.1.Расчётные данные Каталожные данные
Выключатель
ВМТ – 220Б – 20/1000
Разъединитель
РДЗ – 220/1000 Uуст = 220 кВ Uном = 220 кВ Uном = 220 кВ Iмах = 887А Iном = 1000 А Iном = 1000 А In.τ = 15.61 кА Iоткл = 20 кА ∙∙∙ iу = 43.95 кА Iдин = 52 кА Iдин = 100 кА Iа.τ = 13.54 кА
/> ∙∙∙
Вк = 141 кА2∙с
/>
/>
Выбор шин:
Выбираемсборные шины 220 кВ и токоведущие части по наибольшей электрической мощности ТВМ-300-У3;/> А.
Принимаемпровод серии АС 500/27; д = 500мм2; Iдоп = 960 А. Фазырасположены горизонтально с расстоянием между фазами 500 см.
Токоведущиечасти выполняются гибким проводниками, сечение выбираем по экономическойплотности тока jэ=1 [А/мм2].
qэ = />мм2; Принимаем 2×АС500/27; d= 29.4мм2;
Iдоп = 2∙960 = 1920А; Iмах = 887 А
Выборизоляторов:
На стороне220 кВ согласно ПУЭ [5.с. 45 (Т.2–4)] принимаем к установке подвесныеизоляторы типа ПС12 – А по 12 изоляторов в гирлянде.
Выбортрансформаторов тока и напряжения:
Сборные шины220 кВ выполняются гибкими проводами, поэтому трансформаторы тока и напряженияустанавливаются открыто. Предварительно принимаем к установке трансформаторы токатипа ТФЗМ – 220 – У1. Составляем таблицу вторичной нагрузки.
Таблица 6.2.Прибор ТИП Нагрузка фаз, В∙А А В С Амперметр Э – 335 0.5 0,5 0.5 Ваттметр Д – 335 0.5
∙∙∙ 0.5 Варметр Д – 335 0.5
∙∙∙ 0.5 Счётчик активной энергии САЗ–И674 2.5
∙∙∙ 2.5 Счётчик реактивной энергии САЗ–И681 2.5
∙∙∙ 2.5 ИТОГО: 6.5 0,5 6.5
Из таблицывидно, что наиболее загружены фазы А и С. Рассчитываем общее сопротивление
/>; /> ОМ; /> Ом;
Допустимое сопротивлениепроводов: RПР = R2НОМ-Rприб-RК=1.2–0.26–0.1=0.84 Ом;
Предварительнопринимаем трансформатор напряжения типа НКФ – 58 – У1. Составляем таблицувторичной нагрузки трансформатора напряжения (Таблица 6.3.)
Таблица 6.3.Прибор ТИП
Мощ.
Одн.
Об. ВА
Число
обмоток cosφ sinφ число Потреб.мощн.
Р, ВТ Q, Вар Ваттметр Д – 395 1.5 2 1 3 9 - Варметр Д – 395 1.5 2 1 3 9 - Счётчик активной энергии САЗ–И674 3 2 0.38 0.925 6 36 87 Счётчик реактивной энергии САЗ–И681 2 2 0.38 0.925 6 24 58 Вольтметр Э – 335 2 1 1 3 6 - Частотомер И – 397 7 1 1 1 7 - Вольтметр Н – 394 100 1 1 1 10 - Ваттметр И – 395 10 2 1 1 20 - Синхроноскоп Э – 327 10 2 1 1 20 - Итого 141 145
Определяемвторичную нагрузку трансформатора напряжения НКФ – 58 – У1.
/> В∙А; S2=202.25 В∙А
Принимаем кустановке трансформатор напряжения НКФ220 – 58 – У1.
7. Выборсхемы собственных нужд и трансформаторов собственных нужд
Впроектируемой электростанции генераторы соединяются в блоки. На блочныхэлектростанциях трансформаторы собственных нужд присоединяются отпайкой отэнергоблока. Исходя из количества блоков на станции выбираем к установке четырерабочих и два резервных трансформатора собственных нужд.
1. Мощностьрабочих трансформаторов собственных нужд присоединенных к блокам 353 МВт. Sт.сн =/>
Sт.сн=/> = 25 МВ·А; На блоках мощностью353МВт. устанавливаются трансформаторы собственных нужд типа ТРДНС-25000/35. [6.С. 130(Т3.4)]
2. Мощностьрабочих трансформаторов собственных нужд присоединенных к блокам 235.3
Sт.сн=/> = 16 МВ·А; На блокахмощностью 235МВт. устанавливаются трансформаторы собственных нужд типа ТРДНС-16000/20.[6.С. 130 (Т3.4)]
Мощностьпуско резервных трансформаторов собственных нужд определяется по формуле.
1. Sпртсн />1.5 · Sт.сн Sпртсн = 40000/>Sт.сн 1.5 · 25000 =40000/35
2. Sпртсн />1.5 · Sт.сн Sпртсн = 25000/>Sт.сн 1.5 · 16000 = 25000/20
Третий ПРТСНостается в холодном резерве.
8. Выбор иобоснование схем распределительных устройств
Согласно нормтехнологического проектирования при числе присоединений на стороне шин РУ-220Кв.равным девяти применяется схема двумя рабочими и обходной системой шин. Настороне шин РУ-110Кв. при числе присоединений равным семи принимаем схему двумярабочими и обходной системой шин.
9.Описание конструкции распределительного устройства
ОРУ. – 220Кв.Выполнено по схеме двумя рабочими и обходной системой шин. сборные шинывыполнены проводами АС 500/27. К сборным шинам подключены трансформаторынапряжения НКФ – 58 – У1. Для питания токовых обмоток приборов установленытрансформаторы тока ТФЗМ – 220 – У1.
Достоинствазаключаются в том что схема с двумя системами шин позволяет производить ремонтодной системы шин, сохраняя в работе все присоединения. Также расматриваемеясхема является гибкой и достаточно надежной.
Недостатки схемыявляется то что при отказе одного выключателя при аварии приводит к отключениювсех источников питания и линии, присоединенных к данной системе шин,отключаются все присоединения. Большое количество операций разъединителями привыводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ. Необходимостьустановки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количестваразъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.
Списоклитературы
генератор электростанция трансформатор блочный
1. Программа действий по повышению надежностиЕЭС России. «ЭНЕРГЕТИК». – 2006 №3.
2. Справочные данные для курсовых и дипломныхработ по электрооборудованию -2003 г.
3. Методические указания к выполнениюкурсового проекта по предмету «электрооборудование станций и подстанций».
4. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. «электрооборудованиестанций и подстанций». – 2-е изд., 2005. – 448 с.
5. «Правила устройства электроустановок» 6-еизд., переработал и дополнил: Энергоатомиздат, 1989.-648 с.
6. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П.электрическая часть электростанций и подстанций (справочные материалы). – 4-еизд., переработал и дополнил: Энергоатомиздат, 1989.-608 с.