Расчет электрической части ГРЭС. Содержание. Введение. Выбор структурной схемы кэс
 Скачать 0.52 Mb.
|
  Содержание.Введение.1. Выбор структурной схемы КЭС. Главная схема электрических соединений электростанции – это совокупность основного электрооборудования, сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениям. Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части электростанций, так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Все элементы и связи между ними изображаются в соответствии со стандартами единой системы конструкторской документации. При проектировании схем электроустановок должны учитываться значение и роль электростанций для энергосистемы, так как электростанции, работающие параллельно в энергосистеме, существенно различаются по своему назначению. Также должны учитываться положение электростанции, схемы и напряжения прилегающих сетей, категория потребителей по степени надежности электроснабжения, перспективы расширения и промежуточные этапы развития электростанции и прилегающего участка сети. В данном проекте изначально предполагается создание трёх вариантов структурной электрической схемы КЭС, которые строятся по блочному принципу. Используя исходные данные, составим варианты структурной схемы электростанции:  Рисунок 1.1 – Структурная схема вариант №1. Структурная схема, представленная на рисунке №1.1, имеет две автотрансформаторные связи (АТ1; АТ2) между распределительными устройствами (РУ ВН и РУ СН). К распределительным устройствам высокого напряжения подключены через повышающие трансформаторы 4 генератора и к РУ СН подключены 2 генератора мощностью 320 МВт.  Рисунок 1.2 – Структурная схема вариант №2. На рисунке №1.2 представлен второй вариант структурной схемы. Эта схема отличается от первой тем, что на данной схеме к РУ СН через повышающие трансформаторы подключен один генератор, а к РУ ВН пять генераторов мощность 320 МВт.  Рисунок 1.3 – Структурная схема вариант №3. Структурная схема на рисунке №1.3 имеет 4 генератора, подключенных к РУ ВН, один к РУ СН, один подключен на сторону НН автотрансформатора. Связь между распределительными устройсвами осуществляется с помощью автотрансформаторной связи. 2. Выбор генераторов. Исходя из установленной мощности станции, выбираем шесть генераторов типа ТВВ-320-2ЕУ3, так как данная модель подходит по конструктивным особенностям проектируемой электростанции. Турбогенераторы серии ТВВ с водородно-водяным охлаждением предназначены для сопряжения с паровой турбиной и установкой на тепловых и атомных электростанциях. Турбогенераторы имеют непосредственное охлаждение обмотки статора дистиллированной водой, непосредственное форсированное охлаждение обмотки ротора водородом, внешней поверхности ротора и сердечника статора — водородом. Таблица №1 – технические данные генераторов.
3. Расчёт перетоков мощности. 3.1. Выбор блочных трансформаторов. Определим реактивную мощность нагрузки в максимальном и минимальном режиме: QНГ max = PНГ max ⋅ tgφНГ; (3.1) QНГ min = PНГ min ⋅ tgφНГ; (3.2) Где QНГ max – реактивная мощность нагрузки в максимальном режиме QНГ min - реактивная мощность нагрузки в минимальном режиме При cosφНГ = 0,84, tgφНГ = 0,62. Произведем расчёт: QНГ max = 280 ⋅ 0,62 = 173,6 (Мвар) QНГ min = 220⋅ 0,62 = 136,4 (Мвар). Реактивную мощность генераторов определим по формуле: QG1 = QG2 = QG3 = QG4 = PG ⋅ tgφG ; (3.3) Где PG – активная мощность генератора, МВт; QG1 = QG2 = QG3 = QG4 = 320 ⋅ 0,62 = 198,4 (Мвар). В соответствии с рекомендацией, принимаем расход на собственные нужды 7% от установленной. Активная и реактивная мощность на собственные нужды: PСН = PСНG1 = PСНG2 = PСНG3 = PСНG4 = PG ⋅ 0,07; (3.4) QСН = QСНG1 = QСНG2 = QСНG3 = QСНG4 = QG ⋅ 0,07; (3.5) Подставим значения в (3.4) и (3.5): PСН = PСНG1 = PСНG2 = PСНG3 = PСНG4 = 320 ⋅ 0,07 = 22,4 (МВт); QСН = QСНG1 = QСНG2 = QСНG3 = QСНG4 = 198,4 ⋅ 0,07 = 13,9 (Мвар). Перетоки мощности через блочные трансформаторы: SТ.бл = | PТ бл + jQТ бл| =  (3.6)Где  – активная мощность турбогенератора; – активная мощность на собстевенные нужды; – реактивная мощность турбогенератора; – реактивная мощность на собственные нужды.SТ.бл =  = |302,86 + j56,20| = 308,03 ⋅ ej10,51 (МВА)Выбираем блочные трансформаторы из условия: ST.ном ≥ SТ.бл ; ST.ном ≥ 308,03 МВА. На напряжение 220 кВ выбираем трансформатор ТДЦ-400000/220; на 500кВ – ТДЦ-400000/500. Мощность автотрансформаторов выбирается по максимальному перетоку между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения, который определяется по наиболее тяжелому режиму. Определим перетоки мощности через автотрансформатор для варианта №1: Рисунок 3.1 – определение перетоков мощности для схемы №1. При минимальной нагрузке на РУ СН:  = =  ; (3.7)Где n – колличество турбогенераторов, подключенных к РУ СН.  == |375,2+j232,6| = 441,451 ⋅ ej31,80 (МВА). При максимальной нагрузке на РУ СН:  = =  ; (3.8) == |315,2+j195,4| = 370,853 ⋅ ej31,80 (МВА). При аварийном режиме на РУ СН (отключение одного блока, поключенного к шинам):  = =  ; (3.9) == |17,6+j10,9| = 20,702 ⋅ ej31,77 (МВА) Выбираем АТ исходя из условий SАТ.ном ≥ 1⋅SСН(ВН)макс ; SСН(ВН)макс = S1 = 441,451 МВА; Выбираем автотрансформатор типа АОДЦТН-167000/500/220(3+1 резервный, для увелечения надежности) так как к РУ СН 220кВ подключены потребители первой категории. Выберем трансформаторы собственных нужд (ТСН) и резервные трансформаторы собственных нужд (РТСН). ТСН определяется по мощности SСН, выбираем стандартную ближайшую большую, либо равную. SТСН ≥ SСН = |РСН + jQСН|; SТСН ≥ |22,4+j13,9| = 26,362 ⋅ ej31,82 (МВА). РТСН подключен к РУ СН и тогда выбираем ТРДНС32000/220, другой РТСН подключен к АТ и тогда выбираем ТРДНС-32000/15 Мощность трансформаторов собственныз нужд 6/0,4 кВ определяется по мощности Sтсн: SТСН(6/0,4)=0,07⋅SТСН=0,07⋅32000=2240кВА Выбираем ТСН типа:ТМ2500/35 Рисунок 3.2 – определение перетоков мощности для схемы №2 При минимальной нагрузке на РУ СН:  == |77,6+j48,1| = 92,298 ⋅ ej31,80 (МВА). При максимальной нагрузке на РУ СН:  == |17,6+j10,9| = 20,702 ⋅ ej31,77 (МВА). При аварийном режиме на РУ СН(Выхода из строя генератора G6):  = |280+j173,6| = 329,449⋅ ej32,3 (МВА).Исходя из полученных перетоков мощности, приходим к выводу, что для надежного электроснабжения необходимо устанвить два автотрансформатора, выбранных из условия: SАТ.ном ≥ 0,7 ⋅ SСН(ВН)макс ; SСН(ВН)макс = S3 = 329,449 МВА; SАТ.ном ≥ 0,7 ⋅ 329,449 = 230,614 МВА. Выбираем автотрансформатор типа АТДЦТН-500000/500/220. РТСН на НН АТ - ТРДНС-32000/15 и РТСН на РУ СН ТРДНС-32000/220; ТСН - ТМ-2500/10. Рисунок 3.3 – определение перетоков мощности для схемы №3. Перетоки мощности на РУ СН определяются так же, как в варианте №2.  |77,6+j48,1| = 92,298 ⋅ ej31,80 (МВА). = |17,6+j10,9| = 20,702 ⋅ ej31,77 (МВА). = |280+j173,6| = 329,449⋅ ej32,3 (МВА).Так как на стороне НН автотрансформатора подключен генератор, неообходимо учесть его мощность:  =  ; (3.10) =  = =  (МВА).Определим перетоки мощности через обмотки ВН автотрансформаторов связи в различных режимах: При минимальной нагрузке на РУ СН:  =  ; (3.11) =  ==  (МВА).При максимальной нагрузке на РУ СН:  =  ; (3.12) =  ==  (МВА)При аварийном режиме на РУ СН:  =  ; (3.13) =  = =20,702 ⋅ ej31,77 (МВА) Выбираем автотрансформатор связи исходя из условий. SАТ.ном ≥ 0,7 ⋅ SСН(ВН)макс ; SСН(ВН)макс = 439,355 МВА; SАТ.ном ≥ 0,7 ⋅ 439,355 = 307,549 МВА. Для увеличения надежности схема используем два АТ,где на НН одного из АТ устанавливаем РТСН. Исходя из полученных условий вибираем автотрансформатор связи типа АТДЦТН500000/500/220. РТСН Таблица №2 – Технические данные трансформаторов и автотрансформаторов.
4. Определение потерь энергии в трансформаторах. Потери в блочных трансфоматорах :  ; (4.1)Где  – потери холостого хода; – потери короткого замыкания; – время планового ремонта блока, определяется времение ремонта турбины,   – номинальная мощность трансформатора; – макисмальная мощность, протекающая через трансформатор; – время максимальных потерь,  .Потери в блочных трансформаторах на стороне 220 кВ:  (кВт⋅ч).Потери в блочных трансформаторах на стороне 500 кВ по формуле (4.1):  (кВт⋅ч).Потери для группы автотрансформаторов связи:  . (4.2)Для схемы №1:   1946440 (кВт⋅ч).Для схем №2:  1721550 (кВт⋅ч).Для схем №3:  1922230 (кВт⋅ч).Суммарные потери в схеме №1:  . (4.3)  .Суммарные потери в схеме №2:  . (4.4)  .Суммарные потери в схеме №3:  . (4.5)  .Стоимость потерь энергии:  . (4.6)Где  – удельная стоимость потерянной электроэнергии,  ; – суммарные потери в вариантах схем, кВт⋅ч.Для схемы №1:  (тыс. руб);Для схемы №2:  (тыс. руб);Для схемы №3:  (тыс. руб).5. Ориентировочный выбор коммутационной аппаратуры. Определяем максимальный рабочий ток по формуле:  (5.1)Максимальный рабочий то в цепях блочных трансформаторов , РУ ВН  : ;Максимальный рабочий ток в цепях блочных трансформаторов , РУ СН  : ;Максимальный рабочий ток в цепи резервного трансформатора,  : ;Максимальный рабочий ток в цепи резервного трансформатора, : ;Максимальный рабочий ток в цепях автотрансформаторов. АТДЦТН-500000/500/220:  ; ;АОДЦТН-167000/500/220:  0,579 (кА); 1,315 (кА).Максимальный рабочий ток ТСН:  ; .Максимальный рабочий ток в цепях генераторов:  . (5.2) Предварительно выбираем выключатели : Таблица №3 – Технические данные выключателей.
6. Выбор ЛЭП, передающих мощность потребителям. 6.1. Выбор числа ЛЭП, передающих мощность в ЭЭС. Число ЛЭП:  (6.1)Пропускную способность ВЛ принимаем за  .Рвыд – максимальная активная мощность нагрузки, передаваемая в сеть от РУ ВН, равняется 290 МВт. Подставим значения в (6.1):  Мощность в ЭЭС передается по трем ЛЭП. 6.2. Выбор числа ЛЭП, передающих мощность потребителям. Номинальное напряжение линии –200 кВ, наибольшая мощность, передаваемая потребителям от РУ СН, равна 290 МВт. Пропускную способность линии 220 кВ принимаем за 200 МВт.  Мощность от РУ СН передается по 3 ЛЭП. 7. Технико-экономическое сравнение структурных схем электростанций. Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными затратами, руб./год.:
где ЕН – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений (ЕН = 0,12); Кi – общая стоимость варианта, приведена в таблице 4; β = 5,5 руб/кВт*час – стоимость потерь; Wi – суммарные потери электроэнергии для варианта.  Таблица №4 – Расчёт капитальных затрат.
Продолжение таблицы №4.
Из произведённых расчётов видно, что схема №2 слишком дорогая. Сравним варианты №1 и №3 по формуле (7.2):  Разница в капиталовложениях не превышает 15%, следовательно, варианты можно считать равноценными. Вариант 2 и 3 имеют две автотрансформаторные связи, надёжность электроснабжения приблизительно одинакова, в то время как вариант №1 имеет одну автотрансформаторную связь и не надежен. Исходя из экономических соображений, для дальнейших расчётов выбираем вариант структурной схемы №3. 8. Расчёт токов короткого замыкания. Схему замещения рассчитываем в относительных единицах. В качестве базисной мощности примем  С учётом основных допущений элементы системы электроснабжения, связывающие источники питания с местом КЗ, вводятся в схему замещения сопротивлениями, а источники – сопротивлениями и ЭДС. Базисные напряжения на ступенях трансформации:    Базисные токи определим по формуле:  (8.1)Определим базисные токи на ступенях трансформации:    Индуктивные сопротивления и ЭДС схемы замещения. Спопротивления и ЭДС генераторов: Поскольку все выбранные генератор одинаковы,  ЭДС электроэнергетической системы GS принимаем 1,0 о.е. Сопротивление генератора в схеме замещения определяется по формуле:  , (8.2) .Сопротивления трансформаторов:  , (8.3)Для трансформаторов  : .Для трансформатора  : .Сопротивление линий:  , (8.4)Подставим значения:  Сопротивление системы:  (8.5) Напряжение короткого замыкания обмоток автотрансформатора:  (8.6)  (8.7) (8.8)Сопротивление обмоток автотрансформатора:  (8.9) (8.10)  . (8.11)Подставим значения, определённые выше:    Обобщенная нагрузка моделируется самой большой величиной сопротивления и имеет наименьшие значения ЭДС. Это указывает на то, что ток подпитки от такой обобщенной нагрузки будет незначительным, поэтому им пренебрегаем, т.е. исключаем из рассмотрения ветви с обобщеннойнагрузкой. Схема замещения, составленная на основе структурной схемы на рисунке 1.3, приведена на рисунке 8.1:  Рисунок 8.1 – Эквивалентная схема замещения для расчётов токов КЗ. 8.1. Расчёт действующего значения периодической составляющей тока КЗ. Преобразуем схему замещения относительно точки К-2 для расчёта симметричного КЗ, используя рисунок 8.1 Сопротивления генераторов и трансформаторов относительно друг друга находятся в последовательном соединение:     Сопротивления  соединим паралелльно: Сопротивления линий также соединим парарелльно:  И соединим последовательно сопротивление линии с сопротивлением системой  + Сопротивления автотрансформаторов также лежат в паралелльной связи:  Ветви с ЭДС  являются параллельными, но так как генераторы одинаковые, результирующее ЭДС не изменится Сопротивлением трансформаторов собственных нужд для данной точки пренебрегаем.  Рисунок 8.2 –Преобразованная схема замещения Далее параллельно соединим сопротивления X26X25 и ЭДС Е6 Е7, но так как они одинаковы ЭДС останется прежним.  Затем соединим последовательно сопротивления X32X31 затем параллельно сложим сопротивления X33X30 и ЭДС ЕS Е67.  Полученные значения покажем на схеме, представленной на рис. 8.3  Рисунок8.3—ПростейшийвидсхемызамещениядлярасчетовтоковКЗ В этом случае. В этом случае действующее значение в точкеКЗ:  (8.1.1) (8.1.2)Для системы принимаем, что действующее значение периодической составляющейтока,кА,вместе КЗ будет не затухающими,следовательно, типовые кривые неиспользуем:  (8.1.3) Находим начальное значение периодической составляющей, кА:  (8.1.4)  Далее находим отношение,  характеризующее электрическую удаленность генераторов от точки короткогозамыкания. — номинальный ток короткого замыкания, приведенный к той ступени напряжения, где произошло короткое замыкание, кА: (8.1.5)где Ѕ∑ном- суммарная мощность всех генераторов; Uср.ном-среднееноминальноенапряжениетойступенитрансформации, где произошло короткоезамыкание.  После этого определяем:  По основным типовым кривым и найденному значению удалённости точки КЗ определяем:  это отношение определяет собой долю периодической составляющей тока генератора через заданный промежуток времени t от начального значения периодической составляюpщей IП0G: По найденному отношению  определяет искомое значение тока от генератора в заданный момент времени t, с: (8.1.6)гдеtpз - минимальноевремясрабатываниярелейнойзащиты(0,0lc); tcв- собственноевремяотключениявыключателяпо[13];  Тогда периодическая составляющая тока генератора через заданный промежуток времени, кА:  (8.1.7)Действующее значение тока КЗ в точке К-1 по формуле (8.1.1), кА:  | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
