ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

 

 

 

Институт – Электротехнический (ЭНИН)

Направление – 140400 Электроэнергетика и электротехника

Профиль – Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем

Кафедра – «Электроэнергетические сети и системы»

Проектирование электрической части КЭС

(Пояснительная записка к курсовому проекту по дисциплине «ЭЧЭС»)

 

 

Выполнил _________________________________________________

студент гр. 9A87 (Подпись) (Дата) (Фамилия И.О.)

 

Руководитель ____________________________________________________

(Подпись) (Дата) (Фамилия И.О.)

 

Томск – 2011

Содержание

Введение…………………………………………………………………………………………………………3

Исходные данные для курсового проектирования………………………………………..4

1. Общий баланс активных мощностей проектируемой станции………………5

2. Выбор структурной схемы проектируемой электростанции………………6-7

3. Выбор основного оборудования (генераторы, трансформаторы)……...7-14

4. Определение расчетных токов продолжительного режима в цепях электростанции…………………………………………………..14-26

5. Расчет токов КЗ в расчетном присоединении и распределительном устройстве (РУ)………………………………………………………………………………………….

6. Выбор сборных шин, токопроводов и потребительских линий (кабельных, воздушных)……….27-29

6. Выбор электрических аппаратов………………………………………………………30-35

7. Основные конструктивные решения, принятые в проекте………………36-37

8. Вспомогательные устройства……………………………………………………………37-39

9. Защита окружающей среды………………………………………………………………40-41

Заключение……………………………………………………………………………………………………42

Перечень используемых источников……………………………………………………………43

Введение

 

Тепловые конденсационные электри­ческие станции. В отечественных энерго­системах на долю тепловых конденса­ционных электростанций приходится приблизительно три четверти всей выра­батываемой энергии. Мощность от­дельных электростанций этого типа до­стигла 6000 МВт и имеет тенденцию к дальнейшему увеличению до 8000 МВт. На новейших КЭС устанавливают эко­номичные паротурбинные агрегаты с параметрами пара 24 МПа и 560/565 °С с промежуточным перегревом пара мощ­ностью 300, 500, 800 и 1200 МВт.

Тепловые станции с агрегатами столь большой мощности по техническим и экономическим соображениям выпол­няют из ряда автономных частей — блоков. Каждый блок состоит из парогенератора, турбины, электриче­ского генератора и повышающего транс­форматора, мощность которого соот­ветствует мощности генератора. Попе­речные связи между блоками в тепло­механической части в виде паропро­водов и водопроводов отсутствуют. При промежуточном перегреве пара они чрезвычайно усложнили бы всю систему коммуникаций систему регулирования турбин; надежность станции снизилась бы. Поперечные связи между локами в электрической части в виде сборных шин генераторного напряжения также не нужны, поскольку выдача мощности столь крупных агрегатов в сеть при первичном напряжении генераторов 20 — 30 кВ практически невозможна; токи короткого замыкания были бы чрезмерно велики. Трансформация напряжения гене­ратора до 110 — 750 кВ и выше является в рассматриваемых условиях единствен­но приемлемым решением. Отдельные блоки связаны между собой только на сборных шинах высшего или среднего напряжения, откуда мощность станции поступает в сеть системы.

Конденсационные электростанции со­оружают обычно вблизи мест добычи топлива, транспортировка которого на значительные расстояния экономически нецелесообразна. Вырабатываемая элек­троэнергия передается к местам потреб­ления по линиям электропередачи. Од­нако использование местного топлива не является обязательным признаком конденсационной станции. В последнее время построен ряд мощных КЭС, ис­пользующих природный газ, который транспортируется по газопроводам на значительные расстояния. Важнейшим условием, определяющим место строи­тельства мощной КЭС, является наличие источника водоснабжения. Коэффициент полезного действия КЭС с учетом рас­хода энергии на собственные нужды не превышает 0,32 — 0,40.

Конденсационные электростанции не­достаточно маневренны. Это означает, что подготовка к пуску, синхронизация и набор нагрузки блока требуют зна­чительного времени — от 3 до 6 ч. Поэ­тому для турбоагрегатов КЭС пред­почтительным является режим работы с достаточно равномерной нагрузкой, из­меняющейся в пределах от технического минимума, определяемого видом топ­лива и конструкцией агрегата, до номи­нальной мощности.

Исходные данные для курсового проектирования

Номер задания – 9

Генераторы:

Число и мощность -

Напряжение -

Энергосистема:

Мощность -

Напряжение -

Реактивное сопротивление -

Количество линий связи -

Нагрузки потребителей:

Присоединение на :

Число и мощность линий -

Коэффициент системы -

Коэффициент мощности -

Присоединение на :

Число и мощность линий -

Коэффициент системы -

Коэффициент мощности -

Величина резерва – по балансу мощности

1. Общий баланс активных мощностей проектируемой станции

1. Установленная мощность электростанции, равная суммарной мощности генераторов, предназначенных к установке:

,

где - номер генератора мощностью , - количество генераторов.

2. Нагрузка потребителей, присоединенных к шинам с напряжением :

,

где - номер потребителя мощности , - количество потребителей на напряжении ; - коэффициент системы для потребителей на напряжении .

3. Нагрузка потребителей, присоединенных к шинам с напряжением :

где - номер потребителя мощности , - количество потребителей на напряжении ;

- коэффициент системы для потребителей на напряжении .

4. Суммарная мощность, отдаваемая внешним потребителям:

5. Баланс активной мощности в нормальном режиме (н.р.) составляет резерв мощности электростанции:

где - расход мощности на с.н. электростанции, согласно дополнительным условиям задания.

6. Потребность в аварийном резерве определяется при выводе из работы наиболее мощного генератора :

где - расход мощности на собственные нужды отключившегося генератора (принимается 4% от мощности генератора).

Значение величины получилось отрицательным. Это свидетельствует о том, что направление мощности в аварийном режиме меняется, и дефицит мощности покрывается за счёт резерва системы.

 

 

2. Выбор структурной схемы проектируемой электростанции

Исходя из исходных данных для проектирования, отметили, что проектируемая электростанция – электростанция конденсационного типа, в виду того, что электростанция генерирует электроэнергию на шины двух классов напряжения и , то есть, здесь отсутствует генераторное распределительное устройство, в отличие от ТЭЦ, которая обеспечивает электроэнергией потребителей на три класса напряжения. Итак, другими словами, отсутствуют потребители низкого напряжения, что является явным признаком КЭС.

Основными особенностями КЭС являются: удаленность от потребителей электроэнергии, что определяет в основном выдачу мощности на высоких и сверхвысоких напряжениях, и блочный принцип построения электростанции.

В соответствии с нормами технологического проектирования, в блоке между генератором и двухобмоточным повышающим трансформатором, как правило, должен устанавливаться генераторный выключатель. На современных мощных КЭС выдача электроэнергии производится на напряжении 110 кВ и выше (в данном курсовом проекте 220кВ и 110кВ).

Для исключения двойной трансформации электроэнергии при компоновке схем КЭС с автотрансформаторами связи суммарная мощность блоков, присоединенная к РУ СН, должна примерно соответствовать мощности, выдаваемой в сеть СН.

Учитывая, вышеперечисленные особенности КЭС, а также требования, которые выдвигаются к электростанциям данного типа, представим, выбрав из множества вариантов, схему электрических соединений электростанции на рисунке 1.

 

Рисунок 1. Принципиальная схема КЭС

 

3.Выбор основного оборудования (генераторов, трансформаторов)

Выберем турбогенератор типа ТВВ-160-2ЕУ3, который отлично подходит для наших условий проекта. Параметры выбранного генератора, необходимые для дальнейшего расчета, представим в виде таблицы 1:

 

Таблица 1. Основные технические характеристики турбогенератора ТВВ-160-2ЕУ3

							Ток возбуждения, А
188,25		99,189		98,5	6,04
Расход материалов, кг/ (кВ∙А)		Давление Водорода, кПа		Статическая перегружаемость
0,88	0,85	0,459	0,22	1,7

Турбогенератор серии ТВВ с водородно-водяным охлаждением предназначены для сопряжения с паровой турбиной и установкой на тепловых и атомных электростанциях в классе мощностей до 1200 МВт. Турбогенераторы имеют непосредственное охлаждение обмотки статора дистиллированной водой, непосредственное форсированное охлаждение обмотки ротора водородом, внешней поверхности ротора и сердечника статора – водородом.

Турбогенератор типа ТВВ-160-2ЕУ3 установлен на Томской ТЭЦ-3 в энергоблоке №1. Является довольно современным, хорошо зарекомендовал себя как турбогенератор на небольших КЭС.

Переход на жидкостное охлаждение обмоток, активной стали и других узлов турбо- и гидрогенераторов потребовал оснащения последних дополнительным вспомогательным оборудованием, обеспечивающим циркуляцию жидкости, регулирование ее расхода, давления и температуры, очистку от механических и ферромагнитных частиц, поддержание высоких диэлектрических свойств охлаждающей жидкости. Состав оборудования, входящего в систему водяного охлаждения обмотки статора, показан на рис.2.

Регулирование возбуждения турбогенератора осуществляется воздействием автоматического регулятора возбуждения через управляемый преобразователь на обмотку возбуждения возбудителя. Питание регулятора обеспечивается от подвозбудителя - высокочастотного индукторного генератора. При этом напряжение на его зажимах поддерживается на заданном уровне с помощью собственного автоматического регулятора напряжения. В связи с большим диапазоном изменения напряжения управляемый преобразователь в цепи обмотки возбуждения возбудителя турбогенератора выполнен двухгрупповым. Рабочий выпрямитель обеспечивает возбуждение в нормальных режимах работы генератора, а форсированный - при аварийном снижении напряжения на шинах станции. Для создания необходимого закона регулирования на вход автоматического регулятора подаются сигналы, пропорциональные напряжению и току статора турбогенератора, а также его току и напряжению возбуждения.

Рис. 2. Принципиальная схема непосредственного водяного охлаждения обмотки статора турбогенератора типа ТВВ. 1 - расширительный бак; 2 - регулятор уровня, 3 - реле уровня; 4 - эжектор; 5 - насос; 6 - предохранительный клапан, 7 - теплообменник; 8 - фильтр; 9 - ионообменный фильтр; 10 - магнитный фильтр; 11 - измерительная шайба; 12 - солеметр; 13 - электроконтактный манометр; 14 – газовая ловушка; 15 - вакуумметр; 16- ртутный термометр; 17' - термометр сопротивления, 18 - термосигнализатор

 

Рис. 2. Схема быстродействующих бесщеточных систем возбуждения турбогенератора 1 - турбогенератор, 2 - бесщеточный возбудитель, 3 - подвозбудитель, 4 - устройство начального возбуждения, 5 - автоматический регулятор напряжения подвозбудителя, б - тиристорный выпрямитель в схеме автоматического регулирования, 6' - то же в системе ручного регулирования, 7 - АРВ, 8 - добавочное сопротивление, 9 - устройство бесконтактного контроля предохранителей и измерение тока ротора, 10 – блок защиты и измерения.

 

В виду того, что на проектируемой КЭС, генераторы работают в блоках с двухобмоточными трансформаторами, мощность трансформатора блока определяем из следующего выражения:

,

где , – соответственно, номинальная активная и реактивная мощность генератора;

, – соответственно, расход активной и реактивной мощности на собственные нужды генератора.

Итак, определим мощность трансформатора блока на стороне СН и ВН:

Отталкиваясь от величины рассчитанной мощности, а также классов напряжения, выбираем трансформаторы с параметрами, представленными в таблицах 2 и 3.

Таблица 2. Параметры трансформаторов

Тип		Пределы регулирования	Каталожные данные	Расчетные данные
ВН	НН
ТДЦ -200000/220- УХЛ1		±2×2,5%						0,45	0,77	32,2

Т – число фаз равно трем,

ДЦ – охлаждение масляное с дутьем и принудительной циркуляцией масла,

 

Трансформатор силовой ТДЦ-200000/220-У1 с регулирование напряжения без возбуждения (ПБВ) на стороне ВН в диапазоне ±2*2,5% с системой охлаждения вида “ДЦ” предназначен для работы в блоках электростанций.

 

Таблица 3. Параметры трансформатора

Тип	Пределы регулирования		Каталожные данные	Расчетные данные
ВН	НН
ТДЦ -200000/110-У1	±2×2,5%				10,5			0,5	0,2	7,7

Т – число фаз равно трем,

ДЦ – охлаждение масляное с дутьем и принудительной циркуляцией масла,

 

ТДЦ-200000/110-У1 трансформатор класса 110 кВ, который выпускает компания Тольяттинский Трансформатор, предназначен для работы на электростанциях в блоке с генератором. Эти трансформаторы с регулированием напряжения (ПБВ) на стороне ВН в диапазоне ±2*2,5% и без ПБВ с системой охлаждения вида “ДЦ” и “Д”.

3.3 Выбор автотрансформаторов связи КЭС

Выбор автотрансформаторов связи производится по наибольшему перетоку мощности. Для определения наибольшего перетока мощности рассчитаем следующие режимы работы КЭС:

а) Нормальный режим при максимальной нагрузке

Определим переток активной и реактивной мощностей через обмотки СН АТ связи и :

где – мощность генератора ;

– расход мощности на собственные нужды генератора ;

– максимальная нагрузка на шинах СН с учётом .

– максимальная нагрузка на шинах СН с учётом .

Определим переток полной мощности через обмотки СН АТ связи и :

Переток мощности через обмотки ВН будет такой же, как и через обмотки СН:

 

б) Нормальный режим при минимальной нагрузке

Определим переток активной и реактивной мощностей через обмотки СН АТ связи и :

Определим переток полной мощности через обмотки СН АТ связи и :

Переток мощности через обмотки ВН будет такой же, как и через обмотки СН:

в) Аварийный режим при максимальной нагрузке (отключение генератора )

Определим переток активной и реактивной мощностей через обмотки СН АТ связи и :

– максимальная нагрузка на шинах СН с учётом .

Определим переток полной мощности через обмотки СН АТ связи и :

Переток мощности через обмотки СН будет такой же, как и через обмотки ВН:

В данном случае, АТ связи работают в автотрансформаторном режиме. В этом случае мощность АТ связи и определяется по наибольшему перетоку между шинами СН и ВН в различных режимах работы электроустановки. Наибольший переток мощности получился в аварийном режиме при максимальной нагрузке .

где – наибольший переток мощности через автотрансформаторы связи ;

– коэффициент перегрузки автотрансформатора;

– число автотрансформаторов связи.

Выберем автотрансформаторы связи и представим их параметры в таблице 4.

 

Таблица 4. Параметры автотрансформаторов связи

Тип

Пределы регулирования

ВН

СН

НН

ВН-СН

ВН-СН

ВН-СН

ВН-СН

ВН-СН

ВН-СН

АТДЦТН- 125000/220/110-У1

±2×2,5%

-

-

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

0,52

0,52

3,2

0,625

0,5

 

АТДЦТН -125000/220/110-У1 – автотрансформатор трехфазный 220 кВ, который производит компания Тольяттинский Трансформатор. Автотрансформатор с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) в линии СН в диапазоне ±8*1,5% с системой охлаждения вида “Д”, “ДЦ” предназначены для связи электрических сетей напряжением 220 и 110 кВ и питания местных потребителей электроэнергии.

А – автотрансформатор,

Т – число фаз равно трем,

ДЦ – охлаждение масляное с дутьем и принудительной циркуляцией масла,

Т – трехобмоточный,

Н – с регулированием напряжения под нагрузкой.

 

4. Расчет токов короткого замыкания

Расчёт проведём в системе именованных единиц при приближенном учёте коэффициентов трансформации.

Некоторые электрические величины могут быть выражены в процентах и относительных единицах, то есть в долях от некоторых одноимённых величин, называемых базисными.

Рисунок 5. Исходная электрическая схема замещения

Расчет параметров схемы

В виду того, что КЗ в точке произошло на ступени трансформации 110 кВ, то за основную ступень примем . Параметры элементов схемы рассчитываем приведенными к классу среднего номинального напряжения , так как расчет производится в системе именованных единиц при приближенном приведении.

Итак, определяем параметры схемы замещения (рисунок 5).

1. Турбогенераторы :

2. Автотрансформаторы :

3. Трансформаторы :

4. Линия

5. Система

Расчет трехфазного короткого замыкания в точке в момент времени t=0

Преобразуем схему:

Рисунок 6. Преобразование схемы замещения

Рисунок 7. Преобразование схемы замещения

Рисунок 8. Преобразование схемы замещения

Расчет однофазного короткого замыкания в точке для времени t=0

Схема обратной последовательности по структуре полностью совпадает со схемой прямой последовательности. Для всех элементов схемы сопротивления прямой и обратной последовательности одинаковы:

Схема замещения нулевой последовательности

Схема нулевой последовательности существенно отличается от схемы прямой последовательности и в значительной мере определяется соединением обмоток трансформаторов. Началом схемы нулевой последовательности считают точку, в которой объединены ветви с нулевым потенциалом, а её концом – место короткого замыкания, в котором приложено напряжение U_0к.

Рисунок 9. Схема замещения нулевой последовательности

 

Рисунок 10. Преобразование схемы замещения нулевой последовательности

Токи в первом, втором и третьем блоках:

Ток в пятом блоке:

 

Ток системы:

Система потребляет при коротком замыкании данный ток.

Ток через ветвь автотрансформатора:

Расчет токов КЗ в точке для времени t > 0 c

Значения периодической и апериодической составляющих тока КЗ для времени t>0 необходимо знать для выбора коммутационной аппаратуры.

Расчетное время, для которого требуется определять токи КЗ, вычисляется как собственное время отключения выключателя. Для современных выключателей оно не превышает 0,2 с. Примем ориентировочно, что выключатель на генераторный класс напряжения ВВБК-110Б-60. Значит, согласно [2, табл. П 4.4 ] .

Найдем апериодические составляющие тока короткого замыкания для генераторов.

Генераторы :

по [2, табл. 3.7] для турбогенератора типа ТВВ-160-2ЕУ3

Генератор :

по [2, табл. 3.7]

Система:

по [2, табл. 3.8].

Суммарное значение:

Ударный ток имеет место через после начала короткого замыкания.

Его значение определяется по формуле

, где - начальное значение периодической составляющей тока;

- ударный коэффициент.

Генераторы :

.

Генератор :

Система:

Суммарное значение:

Находим величину периодической составляющей через время .

 

Генераторы :

.

по [2, рис 3.26].

Генератор :

.

по [2, рис 3.26].

Система:

.

Суммарное значение:

Рассчитываем интеграл Джоуля:

Расчет трехфазного короткого замыкания в точке в момент времени t=0

Расчет параметров схемы

В виду того, что КЗ в точке К2 произошло на ступени трансформации 18 кВ, то за основную ступень примем . Параметры элементов схемы рассчитываем приведенными к среднему номинальному напряжению .

Итак, определяем параметры схемы замещения (рисунок 5).

1. Турбогенераторы :

2. Автотрансформаторы :

3. Трансформаторы :

4. Линия

5. Система

Преобразуем схему:

Рисунок 11. Преобразование схемы замещения

 

Рисунок 12. Преобразование схемы замещения

Рисунок 13. Преобразование схемы замещения

Ток генератора :

Ток от остальной части станции:

Рассчитаем токи в остальных ветвях схемы.

Рисунок 14. Схема для расчета

Для того, чтобы рассчитать токи в ветвях схемы будем использовать законы ТОЭ, а именно первый и второй законы Кирхгофа. Составим систему уравнений для определения токов в ветвях схемы, после чего расчет произведем в программе MathCad.

Итак, токи в ветвях :