Федотов Е.А. Методические указания по выполнению расчётного задания по курсу Электрическая часть станций и подстанций - файл n1.doc

Федотов Е.А. Методические указания по выполнению расчётного задания по курсу Электрическая часть станций и подстанций
скачать (188.4 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc1067kb.06.06.2007 14:30скачать

n1.doc

  1   2




МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

________________________________________________

Казанский государственный

энергетический университет

Е.А. ФЕДОТОВ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ РАСЧЕТНОГО ЗАДАНИЯ ПО КУРСУ «ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ»


Казань 2006


УДК

621.311

Утверждено учебным управлением КГЭУ в качестве методического пособия
Подготовлено на кафедре электрических станций
Рецензенты:


Федотов Е.А.

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ РАСЧЕТНОГО ЗАДАНИЯ ПО КУРСУ «ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ» : Методическое пособие. – Казань.: Издательство КГЭУ, 2006. – 24 с.

Методическое пособие содержит материал по правилам оформления пояснительной записки к выпускным квалификационным работам и курсовым проектам

 Казанский государственный энергетический университет, 2006

Содержание

стр.
Введение…………………………………………………………………….

  1. Общие принципы построения и выбора структурной схемы…….

  2. Выбор генераторов…………………………………………………..

  3. Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов

    1. Выбор силовых трансформаторов……………………………

    2. Выбор автотрансформаторов связи…………………………………

  1. Расчет токов короткого замыкания……………………………………….

    1. Основные положения при расчете токов короткого замыкания…..

  2. Выбор коммутационных аппаратов…………………………………..

    1. Общие требования при выборе коммутационных аппаратов……

    2. Выбор коммутационной аппаратуры на всех напряжениях………

6. Пример расчета КЭС-2400 МВт…………………………………………

Заключение………………………………………………………………..

Список литературы………………………………………………………….


Введение
На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в парогенераторе (котле) в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электрических станций служит уголь, газ, мазут, торф.

В отечественной энергетике на долю конденсационных электростанций (КЭС) приходится до 60% выработки электроэнергии. Основными особенностями КЭС являются: значительная удаленность от непосредственных потребителей электроэнергии, что определяет в основном выдачу мощности на высоких и сверхвысоких напряжениях, и блочный принцип построения электростанции. Мощность современных КЭС обычно такова, что каждая из них может обеспечить электроэнергией крупный район страны. Отсюда еще одно название электростанций этого типа – государственная районная электростанция (ГРЭС).

Теплофикационные электрические станции (теплоэлектроцентрали-ТЭЦ) предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. Отличаются от КЭС использованием тепла «отработанного» в турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления и горячего водоснабжения. Специфика электрической части ТЭЦ определяется положением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создается обычно генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избыток мощности выдается, как и в случае КЭС в энергосистему на повышенном напряжении. Существенной особенностью ТЭЦ является также повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции с учетом выдачи тепла. Это обстоятельство предопределяет большой относительный расход электроэнергии на собственные нужды, чем на КЭС.

Целью данного расчетного задания является обучение студентов составлению структурных схем ТЭЦ И КЭС, расчету и выбору силовых трансформаторов и автотрансформаторов, расчетам токов короткого замыкания и выбору коммутационного оборудования.

Данное расчетное задание может использоваться по курсам «Электрическая часть электростанций и подстанций» и «Производство электроэнергии»

1. Общие принципы построения и выбора структурной схемы
Порядок выбора структурной схемы для более общего случая, когда нужно технико-экономические обоснование, следующей: а) составляют ряд технических возможных вариантов структурных схем; б) для каждого варианта выбирают трансформаторы и автотрансформаторы; в) повариантно определяют технико-экономические показатели и итоговую целевую функцию – приведенные затраты; г) на основании анализа результатов расчета, а также качеств, не вошедших в приведенные затраты, выбирают наилучшее решение.

При составлении структурной схемы электростанции в РУ обычно учитывают лишь выключатели (ячейки) трансформаторных связей.

Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов), распределения генераторов и нагрузки между распределительными устройствами (РУ) разного напряжения и связи между этими РУ.

На рис. 1, 2, 3 показаны структурные схемы ТЭЦ. Если ТЭЦ сооружается вблизи потребителей электроэнергии U=6-10 кВ, то необходимо иметь распределительное устройство генераторного напряжения (ГРУ). Количество генераторов, присоединяемых к ГРУ, зависит от нагрузки 6-10 кВ. На рис. 1 два генератора присоединены к ГРУ, а один, как правило, более мощный, - к распределительному устройству высокого напряжения (РУ ВН). Линии 110-220 кВ, присоединенные к этому РУ, осуществляют связь с энергосистемой.

Рассмотрим структурные схемы для электростанции районного типа. Поскольку нагрузка на генераторном напряжении отсутствует, то в основу построения схемы положен блочный принцип: единичный блок генератор-трансформатор без генераторного выключателя, или с генераторным выключателем, объединенный блок или укрупненный блок. Единичные и объединенные блоки находят применение на тепловых и атомных электростанциях, укрупненные – на гидроэлектростанциях.

Мощность блока не должна превышать допустимого по системным требованиям значения Ррез с - значение допустимой потери генерирующей мощности по условию устойчивой параллельной работы и располагаемого резерва мощности в энергосистеме с учетом пропускной способности линий.

Генераторный выключатель является дополнительным элементом в цепи энергоблока, и поэтому надежность последнего уменьшается. Вместе с тем уменьшается число коммутационных операций в РУ повышенного напряжения и в РУ собственных нужд, что повышает надежность этих РУ. Поэтому окончательное решение относительно целесообразности установки генераторного выключателя должно приниматься на основании проработки всей схемы электрических соединений, включая схему РУ и схему электроснабжения собственных нужд.

Если мощность проектируемой станции выдается на одном повышенном напряжении, то все блоки присоединяют к РУ этого напряжения (рис.4) и решается вопрос о виде исполнения блоков. Если на электростанции предполагается два повышенных напряжения, то возможны варианты построения структурной схемы: с отдельными автотрансформаторами связи (АТС) между РУВН и РУСН (рис. 5) или с использованием автотрансформаторов, установленными в блоках с генераторами (АТБ) (рис. 6).

В расчетном задании для выбора окончательного варианта структурной схемы расчет технико-экономических показателей заключается в выборе того варианта структурной схемы, в котором перетоки между РУВН и РУСН окажутся наименьшими и следовательно и мощность автотрансформатора связи, при этом необходимо учитывать график нагрузок на РУСН, чтобы АТС работал в повышающем режиме в нормальном режиме работы электростанции.

2. Выбор генераторов
Выбор генератора осуществляется по мощности турбины, т.е.

, (1)

где -мощность генератора по каталогу;

-мощность турбины по каталогу.

Необходимо отметить, что на ТЭЦ выбор генератора осуществляется по номинальному (первому) значению мощности турбины.
3. Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов
3.1. Выбор силовых трансформаторов
При блочной схеме соединения генератора с трансформатором, последний должен обеспечивать выдачу мощности генератора в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности нагрузки, подключенной на ответвлении генератора. Для КЭС на ответвлении к блоку присоединена только нагрузка собственных нужд, тогда:

, (2)

где - расчетная мощность трансформатора;

- номинальная мощность генератора по каталогу;

- мощность собственных нужд;

- коэффициент мощности генератора по каталогу.

Для ТЭЦ на ответвлении к блоку присоединена нагрузка собственных нужд и местная нагрузка на генераторном напряжении, которая имеет свой график нагрузки, тогда:

, (3)
где - максимальная расчетная мощность трансформатора;

- минимальная местная нагрузка (нагрузка на генераторном напряжении).

Т.е. для ТЭЦ расчетная мощность блочного трансформатора достигает максимального значения при минимальной нагрузке на генераторном напряжении.

Нагрузка собственных нужд тепловых электростанций является постоянной величиной и зависит от вида топлива и типа станции и принимает значение от 5 до 12%. Собственные нужды тепловых электрических станций это механизмы, обеспечивающие работу электростанций. Это электрические двигатели, освещение и.т.п.

У ТЭЦ, имеющих ГРУ (генераторное распределительное устройство), повышающие трансформаторы, присоединенные к этому распределительному устройству называются трансформаторами связи (рис.1). Мощность трансформаторов связи выбирается по максимальному перетоку между ГРУ и РУ СН, который определяется по наиболее тяжелому режиму: нормальный режим зимой и летом и в аварийных режимах, т.е. когда расчетная мощность получается наибольшей при расчете в этих режимах. Таким образом, справедлива формула:

, (4)

Необходимо отметить, что в нормальном режиме вместо подставляются значения вырабатываемой мощности генератора, подключенного к ГРУ по летнему и зимнему графику выработки электроэнергии генератора.

В качестве аварийных режимов рассматриваются авария в системе летом, когда генераторы вырабатывают номинальную мощность в течении суток до устранения аварии и отключение одного из генераторов зимой, подключенного к ГРУ. Рассмотрим первый случай: у ТЭЦ кроме электрической нагрузки существует еще тепловые потребители, поэтому на максимальную мощность турбина работать не может, иначе это приведет к отключению тепловых потребителей, поэтому турбина вырабатывает в этом случае только номинальную мощность, например турбина ПТ-80/100 при аварии в системе летом работает по мощности 80 МВт все 24 часа в сутки до устранения аварии. Во втором случае оставшиеся в работе генераторы также вырабатывают номинальную мощность все 24 часа в сутки до ввода в работу поврежденного генератора.

Рис. 1




Рис. 2




Рис. 3



Рис. 4




Рис. 5




Рис. 6

Значения подставляются из графиков местной нагрузки для зимнего и летнего периодов.
3.2. Выбор автотрансформаторов связи
Расчетную мощность АТС, включенных между РУ высокого и среднего напряжения, определяют на основе анализа перетоков мощности между этими РУ в нормальном и аварийном режимах.

Мощность автотрансформаторов выбирается по максимальному перетоку между РУ ВН и РУ СН, который определяется по наиболее тяжелому режиму. Т.е. :

, (5)

где - расчетная мощность автотрансформатора;

- мощности генераторов подключенные к РУ СН;

- мощность нагрузки на РУ СН;

- мощность собственных нужд;

- мощность местной нагрузки (для КЭС равна 0);

- коэффициент мощности генератора:

n – число автотрансформаторов.

При выборе числа АТС учитывают, во-первых: требуемую надежность электроснабжения потребителей сети СН; во-вторых: допустимость изолированной работы блоков на РУ ВН и СН влечет за собой недоотпуск электроэнергии или окажется, что минимальная нагрузка сети СН ниже технологического минимума мощности отделившихся блоков, то предусматривают два АТС.

В нормальном режиме вместо подставляются значения вырабатываемой мощности генераторов, подключенных к РУ СН по летнему и зимнему графику выработки электроэнергии этих генераторов.

В качестве аварийных режимов рассматриваются авария в системе летом, когда генераторы вырабатывают номинальную мощность в течении суток до устранения аварии и отключение одного из генераторов зимой, подключенного к РУ СН. В этих режимах все рассуждения относительно значения мощностей генераторов подставляемых в формулу (5) аналогичные как для трансформаторов связи (см. п. 2.3.1.).

Значения подставляются из графиков местной нагрузки для зимнего и летнего периодов (для КЭС равна 0).

Для схемы на рис. 2 и рис. 6 необходимо отметить следующее. Поскольку к обмоткам низшего напряжения (третичным обмоткам) автотрансформаторов подключены генераторы и существуют перетоки мощности между РУ СН и РУ ВН, то в этом случае возникают комбинированные режимы работы автотрансформаторов. Для схемы рис. 2 такие автотрансформаторы называются блочные автотрансформаторы (АТБ). В этом случае мощность автотрансформаторов рассчитывается по максимальной нагрузке одной из обмоток: третичной (обмотка низшего напряжения), последовательной или общей[ ]:

; ; , (6)
где - номинальная мощность автотрансформатора;

- мощность последовательной обмотки автотрансформатора;

- мощность общей обмотки автотрансформатора;

- мощность третичной обмотки (обмотки низшего напряжения) автотрансформатора;

- коэффициент выгодности автотрансформатора.

Мощность последовательной обмотки автотрансформатора определяется по формуле

, (7)

где - мощность перетоков между РУВН и РУСН.

Эта обмотка будет работать только в том случае, если этот переток мощности будет со знаком «+», т.е., если сумма мощностей генераторов подключенных к РУСН будет больше нагрузки на среднем напряжении . Т.е. переток мощности идет в РУВН. Значение мощности перетока просчитывается для нормальных и аварийных режимов описанных выше и выбирается максимальное значение, которая подставляется в формулу ().

Мощность общей обмотки автотрансформатора определяется по формуле

(8),
Эта обмотка будет работать только в том случае, если этот переток мощности будет со знаком «-», т.е., если сумма мощностей генераторов подключенных к РУСН будет меньше нагрузки на среднем напряжении . Т.е. переток мощности идет в РУСН. Значение мощности перетока просчитывается для нормальных и аварийных режимов описанных выше и выбирается максимальное значение, которая подставляется в формулу ().

Мощность третичной обмотки автотрансформатора (обмотки низшего напряжения) определяется по номинальной мощности генератора, к которому подключена эта обмотка за вычетом мощности собственных нужд. Коэффициент выгодности определяется по следующей формуле:

, (9)

где и напряжения на РУ ВН и РУ СН соответственно.

Проведя расчеты для трех обмоток выбираем наибольшую мощность, по которой из справочника находим номинальную мощность автотрансформатора.

Следует отметить, что если расчетная мощность автотрансформатора получилась больше, чем номинальная мощность по каталожным данным, то следует выбирать группу из трех однофазных автотрансформаторов, соединенных в звезду суммарной мощности большей или равной расчетной.
4. Расчет токов к.з.

4.1. Основные положения при расчете токов к.з.

Расчет токов короткого замыкания проводится для выбора или проверки параметров электрооборудования. Согласно "Правил устройства электроустановок" электродинамическую устойчивость шин и аппаратов проверяют по трехфазному короткому замыканию, отключающую способность аппаратов в сетях с изолированной или компенсированной нейтралью (сети U=6-35 кВ) , также проверяют по трехфазному короткому замыканию, а в сетях с глухим заземлением нейтрали (сети U=110 кВ и выше) – по трехфазному и однофазному короткому замыканию. Термическую устойчивость проводников проверяют по токам трехфазного короткого замыкания и времени действия основных защит.

Таким образом, при выборе электрических аппаратов и проводников расчетным является трехфазное короткое замыкание. Расчет токов короткого замыкания проводим упрощенно, принимая следующие допущения:

а) отсутствие качания генераторов (принимается, что в процессе короткого замыкания генераторы вращаются синхронно, ЭДС всех генераторов совпадают по фазе);

б) не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индукативные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи (линейность всех элементов схемы);

в) приближенный учет нагрузок;

г) пренебрежение активными сопротивлениями элементов схемы при расчете токов короткого замыкания (если R/Х<1/3) и учет активных сопротивлений только при определении степени затухания апериодических составляющих токов короткого замыкания;

д) пренебрежение распределенной емкостью электрических линий;

е) симметричность всех элементов системы, за исключением места короткого замыкания;

ж) пренебрежение током намагничивания трансформаторов. Указанные допущения наряду с упрощением расчетов приводят к некоторому преувеличению токов короткого замыкания, однако погрешность расчетов не превышает 10%, что принято считать допустимым.

Расчет проводим в относительных единицах.

Для того чтобы рассчитать токи короткого замыкания необходимо по исходной схеме электростанции составить схему замещения: т.е. каждому элементу цепи будет соответствовать свое индуктивное сопротивление [ ]( см. Приложение табл. Х), а генератор заменяется эквивалентным источником. Как правило, эта схема имеет сложную структуру, поэтому с помощью известных методов преобразования схем [ ] эта схема сводится к простой структуре: т.е. в каждой ветви имеется эквивалентный источник с известной ЭДС и известное эквивалентное сопротивление (см. рис. 7).







Е

Рис. 7

Каждая из этих ветвей осуществляет подпитку токами короткого замыкания:

, (10)

где - начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания каждой ветви;

- эквивалентная ЭДС ветви;

- эквивалентное сопротивление ветви;

- базовый ток, А, определяемый по формуле:

, (11)

где - базовая мощность, МВА. Обычно выбирают 100, 1000, 10000 МВА, учитывая удобство расчета;

- среднее напряжение в точке короткого замыкания.

Необходимо отметить, что при замене какого-либо генератора эквивалентным источником его эквивалентная ЭДС находится по формуле:

, (12)

где ; , , -параметры генератора из [ ].

Однако в учебном проектировании допустимо пользоваться справочными таблицами для нахождения ЭДС генераторов [ ] (см. Приложение).

Тогда суммарный ток КЗ в точке короткого замыкания

=, (13)

где число ветвей.

В случаях, когда точка КЗ находится вблизи генератора, то периодическую составляющую тока КЗ со стороны генератора требуется вычислять в произвольный момент времени. Для этого руководящие указания [ ] рекомендуют метод типовых кривых.

Этот метод основан на использовании кривых изменения во времени отношения действующих значений периодической составляющей тока КЗ от генератора в произвольный момент времени () и в начальный момент короткого замыкания при разных удаленностях точки повреждения. Последние характеризуются отношением /, где - номинальный ток генератора, значения которого в зависимости от типа генератора приведены в [ ].

Типовые кривые при различных значениях отношения / приведены в [ ] (см. Приложение, рис. Х).

При значении отношения / меньшем единицы, можно считать ==соnst (удаленная точка).

Расчет с использованием метода типовых кривых производится в следующем порядке:

1) определить начальное значение периодической составляющей тока в месте КЗ от генератора и найти отношение /;

2) по кривой , соответствующей найденному значению отношения /, для нужного момента времени найти отношение токов . Причем t=tc+0,01 с, где tc – собственное время выключателя (намечаемого к установке в цепь генератора) [ ].

3) по найденным в пп. 1 и 2 значениям и определить действующее значение периодической составляющей тока КЗ от генератора в момент времени t. Т.е. = .

Апериодическая составляющая тока КЗ согласно [ ] равна:

, (14)

где с; - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ. Эта постоянная времени определяется следующим образом:

, (15)

где x и R – соответственно индуктивная и активная составляющие результирующего эквивалентного сопротивления расчетной схемы относительно точки КЗ; - синхронная угловая частота сети [ ]. Однако, при выполнении учебных расчетов допустимо использовать таблицы для определения [ ] (см. Приложение табл. Х).

Далее суммируются значения токов всех ветвей схемы относительно точки КЗ.

Ударная составляющая тока КЗ:

, (16)

где - ударный коэффициент определяется по формуле [ ]:

. (17)

Однако, при выполнении учебных расчетов допустимо находить ударный коэффициент по таблицам [ ] (см. Приложение, табл. Х).

Далее суммируются значения токов всех ветвей схемы относительно точки КЗ.

Для проверки на термическую стойкость проводников и коммутационной аппаратуры необходимо рассчитать тепловой импульс тока к.з. , кА2с, который определяется по формуле []:

, (18)

где - начальное действующее значение периодической составляющей тока к.з. от системы, А;

- начальное действующее значение периодической составляющей тока к.з. от генератора, А;

- постоянная врменени затухания апериодической составляющей тока к.з. от системы, с;

- постоянная врменени затухания апериодической составляющей тока к.з. от генератора, с;

- относительный интеграл Джоуля;

- относительный интеграл от периодической составляющей тока в месте к.з., обусловленный действием генератора;

- расчетная продолжительность к.з. ,с.

Значения постоянных времени приведены в таблице 4 (Приложение), значения и определяются по рис. Х и рис. Х (Приложение) в зависимости от , которое определяется по полному времени отключения намеченного к установке выключателя (tотк, В) и времени действия релейной защиты (tр,з):

tотк=tр,з+tотк, В (19)

а номер кривой определяется отношением /(ближайшее значение).

Если tотк>3Ta, то можно тепловой импульс тока к.з. можно определить по формуле (20):



(20)
5. Выбор коммутационных аппаратов
5.1. Общие требования при выборе коммутационных аппаратов
Коммутационные аппараты должны удовлетворять всем режимам функционирования соответствующих электроустановок: нормальному, ремонтному, аварийному и послеаварийному.

В нормальном режиме все элементы находятся в работе и функционируют в соответствии с запланированными для них нагрузками и качественными показателями. Ремонтный режим обусловлен выводом оборудования в плановый ремонт. Аварийный режим наступает при внезапном нарушении нормального режима. При выборе коммутационных аппаратов за расчетный аварийный режим принимают режим короткого замыкания.

После отключения КЗ наступает послеаварийный режим, когда производиться замена или восстановительный ремонт поврежденного оборудования.

Нормальный, ремонтный и послеаварийный режимы относятся к категории продолжительных рабочих режимов, хотя, продолжительность ремонтного и послеаварийного состояний обычно значительно меньше, чем нормального режима. В ремонтном и послеаварийном режимах возможны повышенные (утяжеленные) нагрузки отдельных элементов, резервирующих ремонтируемое или отказавшее оборудование. Таким образом, расчетными токами продолжительного режима являются: наибольший ток нормального режима и наибольший ток ремонтного или послеаварийного режимов.

Короткие замыкания быстро ликвидируются с помощью релейной защиты и выключателей и поэтому представляют собой режим кратковременный.

Наиболее тяжелые условия, в которых может оказаться коммутационный аппарат при различных режимах функционирования электроустановки, принимаем за расчетные условия.

Выбор электрических аппаратов и проводников для РУ электростанции проводим в соответствии с расчетными условиями продолжительных и кратковременных режимов.


5.2. Выбор коммутационной аппаратуры на всех напряжениях
Выбор выключателей и разъединителей.

Параметры, по которым следует выбирать выключатели:

1. По напряжению установки ;

2. По длительному току ; ;

3. По отключающей способности:

а) на симметричный ток отключения ;

б) на отключение апериодической составляющей тока ,

где - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени (наименьшее время от начала к.з. до момента расхождения дугогасительных контактов); - номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе (по каталогам).

Если условие а) выполняется, а условие б) не выполняется, то допускается производить проверку отключающей способности по полному току к.з.:



3. По включающей способности ; ,

где - номинальный ток включения (действующее значение периодической составляющей); - наибольший пик тока включения (по каталогу);

4. На электродинамическую стойкость ; ,

где - наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу; - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока к.з.

5. На термическую стойкость ,

где - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу; - длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, с.

Выбор разъединителей производится:

1. По напряжению установки ;

2. По длительному току ; ;

3. По конструкции, роду установки;

4. По электродинамической стойкости ; ,

где , - предельный сквозной ток к.з. (амплитуда и действующее значение);

5. По термической стойкости .



Пример расчета КЭС-2400 МВт



КЭС – 2400 МВт (8хК-300 МВт), предназначена для электроснабжения крупного промышленного центра. На напряжение 500 кВ КЭС связана с энергосистемами, а на напряжении 220 кВ - обеспечивает электроэнергией ближайшие районы и промышленные предприятия. Топливо – уголь.

Местоположение КЭС в системе





Данные энергосистемы

Sс= 6000 МВА, Хс= 0,95, L = 120 км (nЛЭП=2)


Графики нагрузок



МВт, Р

МВт, Р





1. Выбор структурной схемы КЭС

Вариант 1




Рис.1.

Вариант 2





Рис.2.


Вариант 3





Рис.3.


2. Выбор генераторов
Выбираем генераторы по мощности турбины 300 МВт согласно формуле (1). Исходя из заданных условий выбираем из [] генераторы типа ТГВ–300.

Определим нагрузку собственных нужд каждого блока электростанции. Поскольку точный перечень нагрузки собственных нужд не задан, то положим, что она составляет 7% от мощности блока (турбины), т.е.

МВт
3. Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов
3.1. Выбор силовых трансформаторов
При блочной схеме соединения генератора с трансформатором, последний должен обеспечивать выдачу мощности генератора в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности нагрузки, подключенной на ответвлении генератора.

В данном случае на ответвлении к блоку присоединена только нагрузка собственных нужд, тогда по формуле (2):

.

По каталогу [] выбираем номинальную мощность, ближайшую большую по отношению к расчетной, т.е.

Sном=400 МВА

Таким образом, к РУ 500 кВ генераторы подключаем через трансформаторы типа ТДЦ – 400000/500, а к РУ 220 кВ – через трансформаторы типа ТДЦ – 400000/220.

3.2. Выбор автотрансформаторов связи

Вариант 1


Выбор номинальной мощности АТБ производится по максимальному значению типовой мощности одной из наиболее загруженных обмоток АТБ последовательной, общей и третичной в нормальном режиме зимой и летом и в аварийных режимах.

В учебных расчетах допустимо предположить, что нагрузки на среднем напряжении равен генератора.

Рассчитаем перетоки мощности между РУВН и РУСН по формуле (8) и определим какая из обмоток нагружена последовательная или общая АТБ1, АТБ2 в нормальном режиме зимой, т.е. :

;

МВА; МВА;

МВА; =126 МВА
Рассчитаем перетоки мощности между РУВН и РУСН АТБ1, АТБ2 в нормальном режиме летом:

МВА; МВА;

МВА;

; =97 МВА.
Рассчитаем перетоки мощности между РУВН и РУСН АТБ1, АТБ2 при аварии в системе летом:

МВА;

МВА;

; =333 МВА
  1   2


Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации