Исходные данные на проектирование
Номер варианта – 08. Тип электростанции – ТЭЦ. Генераторы: число – 3; мощность одного генератора – 100 МВт;
Потребители на генераторном напряжении: максимальная нагрузка – 280 МВт; число кабельных линий – 56. Потребители на повышенном напряжении: напряжение – 110; максимальная нагрузка – 60; число линий – 3. Связь с системой: напряжение – 110 кВ; число и длина линий – 2×80 км. Система: предельная отключающая мощность выключателя – 6000 МВА. Номер графика нагрузки – 2.
Таблица 1 – расчетные нагрузки потребителей:
Реактивная нагрузка генераторов определяется при номинальном коэффициенте мощности. Для потребителей на генераторном напряжении cosφ = 0,85, на повышенном напряжении – сosφ = 0,93. 3 Выбор электрического оборудования и построение структурной схемы электроснабжения ТЭЦ
3.1 Построение структурной схемы электроснабжения
Рисунок 1 – Структурная схема предприятия 3.2 Выбор генераторов ТЭЦ
Так как на ТЭЦ рабочим телом является перегретый пар, для выработки электроэнергии используются турбогенераторы.
Турбогенераторы представляют собой быстроходную горизонтальную электрическую машину с неподвижным статором и вращающимся цилиндрическим неявнополюсным ротором. Большая частота вращения турбогенераторов обусловлена тем, что с ее повышением возрастает экономичность работы паровых турбин и уменьшаются габариты турбин и генераторов. В соответствии с частотой переменного тока 50 Гц отечественная промышленность изготовляет в основном двухполюсные турбогенераторы с номинальной частотой вращения 3000 об/мин. Для атомных электростанций с относительно низкими параметрами пара целесообразно применение более тихоходных четырех-полюсных турбогенераторов с номинальной частотой вращения 1500 об/мин. Это позволило ввести стандартную шкалу номинальных мощностей: 2,5; 4; 6; 12; 32; 63; 100; 160; 200; 300; 500; 800; 1000; 1200; 1600; 2000 МВт.
Статор турбогенератора имеет стальной корпус, который с торцов закрыт сварными щитами. Корпуса турбогенераторов с водородным охлаждением выполняют газонепроницаемыми и механически более прочными. Сердечник статора состоит из отдельных пакетов, собранных с целью уменьшения вихревых токов из изолированных лаком листов стали толщиной 0,5 мм и имеющих форму сегмента. В машинах небольшой мощности для сердечника используется горячекатаная сталь, а в генераторах мощностью более 100 МВт - холоднокатаная электротехническая сталь. Последняя имеет повышенную магнитную проницаемость и пониженные удельные потери мощности. Применение холоднокатной стали позволяет также значительно уменьшить размеры сердечника и соответственно расход меди для обмотки. Для охлаждения стали статора пакеты отделены друг от друга радиальными вентиляционными каналами. В пазах сердечника статора расположена обмотка статора. В современных турбогенераторах для статора применяют двухслойную петлевую обмотку с укороченным шагом, которая состоит из верхних и нижних стержней, соединяемых в лобовых частях пайкой. Для изоляции стержней друг от друга и от корпуса применяют непрерывную, так называемую компаундированную изоляцию класса В.
Ротор турбогенератора устанавливают на двух подшипниках скольжения, которые имеют принудительную смазку маслом под давлением от масляной системы турбины. В материале ротора ввиду большой частоты вращения возникают значительные механические напряжения. Поэтому роторы крупных турбогенераторов изготовляют из цельной поковки высоколегированной стали, обладающей высокими механическими (и магнитными) свойствами, а роторы турбогенераторов малой мощности — из углеродистой стали. На поверхности бочки ротора фрезеруют пазы, в которые укладывают обмотку возбуждения. Пазы закрывают клиньями из высокопрочных, немагнитных (для уменьшения потока рассеяния ротора) материалов: немагнитной стали, бронзы, дюралюминия. Лобовые части обмотки ротора удерживаются от смещения бандажными кольцами (каппами). В последних возникают еще большие механические напряжения, чем в теле ротора, так как диаметр бандажного кольца больше диаметра ротора. Кроме того, в кольцах возникают вихревые токи, которые могут создать опасные нагревы. В связи с этим у крупных турбогенераторов бандажные кольца выполняют из немагнитной высокопрочной стали или титана. Место посадки бандажных колец на ротор защищено изоляцией, которая препятствует замыканию через бандаж токов, возникающих в бочке ротора при несимметричных и асинхронных режимах работы генератора. Для обмотки ротора небольших турбогенераторов используют электролитическую медь.
На данной ТЭЦ установлены по заданию 3 генератора с мощностью 100 МВт. Выбираем ТВФ-100-2 с номинальной активной мощностью 100 МВт и номинальным напряжением 10,5 кВ[1, стр.60].
Данные для ТВф-100-2 приведены в таблице 3. Таблица 2 – Характеристики генератора ТВС-30
Продолжение таблицы 2
Продолжение таблицы 2
Продолжение таблицы 2
Электрические схемы ТЭЦ с агрегатами 30—60 МВт. Электростанции этого типа выдают большую часть мощности ближайшим потребителям при напряжении 6—10 кВ непосредственно от генератора без промежуточной трансформации. Связь станций с системой для на мощностью осуществляется при более высоких напряжениях 220 кВ. К сборным шинам главного РУ 6—10 кВ присоединяют генераторы, линии местной распределительной сети, реакторы или трансформаторы с.н., а также трансформаторы связи. Через последние часть мощности выдается в сеть высшего напряжения. В случае, если генераторы не могу обеспечить энергией местных потребителей, недостающая мощность может быть получена из энергосистемы.
Рисунок 2 – типовая схема РУ 6-10 кВ ТЭЦ с агрегатами по 60 МВт
При параллельном включении сборные шины нескольких генераторов указанной мощности с напряжением 6—10 кВ ток к.з. получается значительным. Возникает необходимость в его ограничении значений, соответствующих отключающей способности серийных выключателей (номинальный ток отключения наиболее мощного выключателя 6—10 кВ типа МГ-10 составляет 105 кА). С этой целью сборные шины разделяют на секции и соединяют их через секционные реакторы и выключатели, число секций зависит от числа генераторов, их мощности и напряжения. Обычно число секций находит в пределах от двух до четырех.
Секционные реакторы позволяют ограничить ток к.з. приблизительно в 1,5—2 раза, что обычно статочно для выполнения
При нормальном режиме через секционные реакторы проходит некоторый ток, и напряжения на секциях несколько отличны. В случае отключения части генераторов или одного из трансформаторов ток через секционные реакторы увеличивается. Увеличиваются и отклонения напряжения на секциях сборных шин от нормального. Замыкание сборных шин в кольцо способствует лучшему обмену мощностью между секциями. Однако замыкание в кольцо приводит к увеличению тока к.з. Кроме того, оно требует дополнительных затрат на установку секционного реактора и выключателя, а также на устройство перемычки между секциями. Поэтому вопрос о замыкании сборных шин в кольцо решают по-разному, в зависимости от условий. Если сборные шины не замкнуты в кольцо, трансформаторы вязи должны быть присоединены к крайним секциям.
В РУ с секционными реакторами обычно предусматривают коммутационные аппараты—выключатели или разъединители с целью временного шунтирования реакторов. К шунтированию прибегают при отключении части генераторов или трансформаторов, чтобы уменьшить отклонения напряжения на секциях сборных шин от нормального. Возможность такого шунтирования должна быть проверена с соответствующим расчетом ожидаемого тока к. з.
Распределительные устройства с двумя системами сборных шин размещают в двухэтажных зданиях. Объем строительных и монтажных работ относительно велик. РУ с одной системой сборных шин значительно проще, стоимость их ниже. Опыт эксплуатации таких устройств показал, что надежность их нисколько не ниже соответствующих устройств с двумя системами шин. Номинальные токи реакторов выбирают с таким расчетом, чтобы в случае вынужденного отключения секции сборных шин оставшиеся в работе реакторы могли пропустить рабочий ток сети.
Для питания системы с. н. в устройствах 6 кВ предусмотрены отдельные линии с одиночными реакторами на каждой секции. Линии резервного питания присоединены не к сборным шинам, а к присоединениям трансформаторов связи на участке между выключателем и
трансформатором. Такая схема обеспечивает замену рабочей линии с. н. резервной при повреждении секции сборных шин. В РУ 10 кВ для питания системы с. н. предусмотрены понижающие трансформаторы 10,5/6,3 кВ, присоединенные к РУ аналогично сказанному выше.
Классификация подстанций Функционально подстанции делятся на:
Электрическое распределительное устройство, не входящее в состав подстанции, называется распределительным пунктом. Преобразовательная подстанция, предназначенная для преобразования переменного тока в постоянный и последующего преобразования постоянного тока в переменный исходной или иной частоты называется вставкой постоянного тока. По значению в системе электроснабжения:
В зависимости от места и способа присоединения подстанции к электрической сети нормативные документы не устанавливают классификации подстанций по месту и способу присоединения к электрической сети. Однако ряд источников даёт классификацию исходя из
Ответвительные и проходные подстанции объединяют понятием промежуточные, которое определяет размещение подстанции между двумя центрами питания или узловыми подстанциями. Проходные и узловые подстанции, через шины которых осуществляются перетоки мощности между узлами сети, называют транзитными. Также используется термин «опорная подстанция», который, как правило обозначает подстанцию более высокого класса напряжения по отношению к рассматриваемой подстанции или сети. В связи с тем, что ГОСТ 24291-90 определяет опорную подстанцию как «подстанцию, с которой дистанционно управляются другие подстанции электрической сети и контролируется их работа», для указанного выше значения целесообразнее использовать термин «центр питания». По месту размещения подстанции делятся на:
Электроподстанции могут располагаться на открытых площадках, в закрытых помещениях (ЗТП — закрытая трансформаторная подстанция), под землёй и на опорах (МТП — мачтовая трансформаторная подстанция), в специальных помещениях зданий-потребителей. Встроенные подстанции — типичная черта больших зданий и небоскрёбов. Подстанция, в которой стоят повышающие трансформаторы, повышает электрическое напряжение при соответствующем снижении значения силы тока, в то время как понижающая подстанция уменьшает выходное напряжение при пропорциональном увеличении силы тока. Необходимость в повышении передаваемого напряжения возникает в целях многократной экономии металла, используемого в проводах ЛЭП, и уменьшения потерь на активном сопротивлении. Действительно, необходимая площадь сечения проводов определяется только силой
Основные элементы электроподстанций:
Режимы работы электрооборудования
Нормальный режим работы электрооборудования – режим работы электрооборудования, отличающийся рабочими значениями всех своих параметров. Ремонтный режим – это режим плановых профилактических и капитальных ремонтов. Аварийный режим работы электроустановки – режим работы, сопровождающийся отклонением рабочих параметров от предельно-допустимых значений, характеризующийся повреждением, выходу из строя электрооборудования, возможным перерывом электроснабжения или представляющий угрозу жизни людей. Послеаварийный режим — это режим, в котором часть элементов электроустановки вышла из строя или выведена в ремонт вследствие аварийного (непланового) отключения. При этом режиме возможна перегрузка оставшихся в работе элементов электроустановки.
|
