Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь FAQ Написать работу КАТЕГОРИИ:  Археология Биология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия ЭкологияТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву 
Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Выбор мощности и типа турбогенераторовСодержание книги
Похожие статьи вашей тематики
Поиск на нашем сайте
Выбор мощности и типа турбогенераторов Выбор турбогенератора
Для выбора генератора необходимо учитывать следующее условие:
Табл. 1.1− Параметры турбогенератора Т3В-320-2У3
Т3В 320 2У3− турбогенератор, имеет непосредственное охлаждение обмоток ротора и статора водой и косвенное охлаждение водой активной стали сердечника статора, внутреннее пространство генератора заполнено воздухом при давлении, близком к атмосферному.
Выбор схемы выдачи мощности Согласно рекомендациям [1], в цепях всех генераторов устанавливаем генераторные выключатели. Для газомазутной КЭС характерно потребление мощности на собственные нужды (с.н.) в диапазоне 3-5% [2, табл. 1.17, стр. 20]. Примем процент использования мощности на с.н. равным 4%,
По заданию:
Возможные варианты схем выдачи мощности представлены на рис. 2.1.
Варианты схем выдачи мощности
Рис. 2.1-а. Вариант №1 Для определения перетока через АТ рассмотрим 4 расчетных режима.
1. Нормальный режим работы.
а) РП=Рmax;
б) РП=Рmin;
2. Ремонтный режим.
а) РП=Рmax;
б) РП=Рmin;
Smax=483,954 МВА - максимальный переток мощности через АТ связи.
Рис. 2.1-б. Вариант №2
Для определения перетока через АТ рассмотрим 4 расчетных режима.
1. Нормальный режим работы.
а) РП=Рmax;
б) РП=Рmin;
2. Ремонтный режим.
а) РП=Рmax;
б) РП=Рmin;
Smax=847,156 МВ∙А - максимальный переток мощности через АТ связи.
Рис. 2.1-в. Вариант №3
Для определения перетока через АТ рассмотрим 4 расчетных режима.
1. Нормальный режим работы.
а) РП=Рmax;
б) РП=Рmin;
2. Ремонтный режим.
а) РП=Рmax;
б) РП=Рmin;
Smax=536,602 МВА - максимальный переток мощности через АТ связи.
Рис. 2.1-г. Вариант №4
2. Нормальный режим.
а) РП=Рmax;
б) РП=Рmin;
Ремонтного режима в данном случае не будет.
Smax=847,156 МВ∙А - максимальный переток мощности через АТ связи.
Вывод: Из четырех вариантов для дальнейших расчетов выбран вариант №1, потому что он имеет наименьший максимальный переток мощности через АТ связи.
Предварительный выбор электрооборудования Выбор трансформаторов собственных нужд (ТСН)
Из расчетов проведенных в п. №2:
По [2, табл. 3.4, с. 130] выбираем трансформаторы собственных нужд типа ТДНС-16000/20, где Т - трехфазный трансформатор; Д - принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла; Н - наличие системы регулирования напряжения; С - для систем собственных нужд электростанций.
Проверка по мощности:
Проверка по напряжению:
Условия выполняются, следовательно, ТСН типа ТДНС-16000/20 подходит. Параметры трансформатора сведены в таблицу №2.
Выбор блочных трансформаторов (БТ)
Определяем полную мощность, проходящую через трансформатор каждого из блоков.
По найденной мощности по [2, табл. 3.8, с. 156-161] выбираем блочные трансформаторы на 500 кВ и 220 кВ типа ТДЦ-400000/500 и ТДЦ-400000/220 соответственно, где Т - трехфазный трансформатор; ДЦ - принудительная циркуляция воздуха и масла с ненаправленным потоком масла. Проверка по мощности:
Проверка по напряжению: Блочный трансформатор ТДЦ-400000/500
Блочный трансформатор ТДЦ-400000/220
Условия выполняются, следовательно, БТ типа ТДЦ-400000/500 и ТДЦ-400000/220подходят. Параметры трансформатора сведены в таблицу №2. Предварительный выбор выключателей Предварительный выбор выключателей производим упрощенно по условиям
Выбор блочных выключателей на стороне ВН (500 кВ)
Максимальный рабочий ток в цепи ВН за трансформатором 500кВ:
Выбираем блочный выключатель на стороне ВН типа ВГК-500-40/3150 У1 [10], где В – выключатель; Г – элегазовый; К – конструктивное исполнение (колонковый). Климатическое исполнение и категория размещения по [11] (для работы на открытом воздухе) Проверка по току:
Проверка по напряжению:
Условия выполняются, следовательно, выключатель типа ВГК-500-40/3150 У1 подходит.
Параметры выключателя сведены в таблицу №3.
Выбор блочных выключателей на стороне СН (220 кВ).
Максимальный рабочий ток в цепи СН за трансформатором 220кВ:
Выбираем блочный выключатель на стороне СН типа ВГП-220-40/2500 У1 [5], где В – выключатель; Г – элегазовый; П – тип привода(пружинный). Климатическое исполнение и категория размещения по [11] (для работы на открытом воздухе). Проверка по току:
Проверка по напряжению:
Условия выполняются, следовательно, выключатель типа ВГП-220-40/2500 У1 подходит.
Параметры выключателя сведены в таблицу №3. Выбор выключателей для АТС на стороне ВН (500 кВ)
Максимальный рабочий ток в цепи ВН за АТ со стороны ВН
где Поскольку реальное токораспределение в ОРУ на данной стадии проектирования не известно, однако известно, что данные выключатели войдут в состав одного ОРУ, выбираем выключатели аналогичные т. н. блочным выключателям. Помимо этого, ввиду принадлежности данных выключателей одной электростанции, рекомендуется использование однотипного оборудования. Выбираем выключатель для АТС на стороне ВН типа ВГК-500-40/3150 У1 [10], где В – выключатель; Г – элегазовый; К – конструктивное исполнение(колонковый). Климатическое исполнение и категория размещения по [11] (для работы на открытом воздухе). Проверка по току:
Проверка по напряжению:
Условия выполняются, следовательно, выключатель типа ВГК-500-40/3150 У1 подходит.
Параметры выключателя сведены в таблицу №3. Выбор выключателей для АТ на стороне СН (220 кВ)
Максимальный рабочий ток в цепи СН за АТ со стороны СН:
Выбираем блочный выключатель на стороне СН типа ВГП-220-40/2500 У1 [5], где В – выключатель; Г – элегазовый; П – тип привода(пружинный). Климатическое исполнение и категория размещения по [11] (для работы на открытом воздухе). Проверка по току:
Проверка по напряжению:
Условия выполняются, следовательно, выключатель типа ВГП-220-40/2500 У1 подходит.
Параметры выключателя сведены в таблицу №3.
Таблица №3− Параметры выбранных выключателей. Определение издержек
Годовые эксплуатационные издержки определяются следующим образом:
По [2, табл. 10.2, с. 549] определим коэффициенты a и b. a = 6,4%-общая норма амортизационных отчислений, b = 2,0%-затраты на эксплуатацию.
Определим годовые потери электроэнергии DWпот. по [3, с. 79 рис. 4.1] определим коэффициент b. b =1,2 при при Tmax = 6300 ч. По [3, рис. 4.2, с. 79] t = 4000 при TВН max = 6300 [ч].
По [2, табл. 8.17, с. 498] определим плановое время ремонта энергоблока:
где
где
По [2, табл. 8.8, с. 488] определим плановое время ремонта автотрансформатора Tр = 50 ч.
где N − коэффициент перевода цен на 2016 год.
Определение ущерба
Ущерб от недоотпуска электроэнергии:
В данном случае имеем Pрез сист = 350 МВт, что больше мощности любого из генераторов на данной КЭС, следовательно, при погашении одного из блоков дефицита активной мощности не возникнет. Таким образом, ни ущерба от отключения потребителей (Уоткл), ни частотного ущерба (Участ), ни ущерба от действия автоматики частотного регулирования (УАЧР) не будет. Определим системный ущерб от погашения одного из блоков на данной КЭС.
Рис.5.3− полная схема выдачи мощности.
По [2, табл. 8.8 и 8.9, с. 488-489], определяем параметры потока отказов и время восстановления основного силового электрооборудования проектируемой станции.
Таблица №5− Параметры потока отказов и времени восстановления для выбранного электрооборудования.
При расчёте учитывалось время пуска блока ТП = 1 ч. и время оперативных переключений ТОП= 0,5 ч.
Расчёт показателей надёжности схемы «Две рабочие и обходная системы шин» (ОРУ-220 кВ).
Показатели надёжности [2, табл. 8.8-8.18, с. 487-499] элементов ОРУ, необходимые для определения ущерба, сведены в таблице №8.
Таблица №8− Показатели надёжности элементов РУ
Определяем показатели надёжности ЛЭП (параметр потока отказов):
Определяем показатели надёжности сборных шин:
Вероятность нахождения сборных шин в ремонте:
Определим показатели надёжности блока:
блока в году;
Определим показатели надёжности автотрансформатора:
Определим показатели надёжности выключателей Q1, Q2, Q6, Q8, Q9, Q11, которые коммутируют сборные шины и отходящие линии:
Определим показатели надёжности выключателей Q3, Q7, которые коммутируют блок и сборные шины:
Определим показатели надёжности выключателей Q10, Q12, которые коммутируют сборные шины и автотрансформаторы связи:
Определим показатели надёжности выключателя Q5,которые коммутирует 2 рабочие системы шин:
Определим вероятность нахождения всех выключателей рассматриваемой схемы в ремонте:
Определим вероятность нахождения схемы в нормальном состоянии:
Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа выключателя на ремонт выключателя в момент времени Tвi < Tрj:
Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа выключателя на ремонт сборных шин в момент времени Tвi ³ Tрj:
Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа сборных шин на ремонт выключателя в момент времени Tвi < Tрj:
Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа выключателя на ремонт выключателя в момент времени Tвi > Tрj:
Таблица №9− Таблица отказов для схемы 2 рабочие и обходная система шин.
Определение ущерба в схеме «Две рабочие и обходная системы шин» (ОРУ-220 кВ)
Определим системный ущерб, возможный в рассматриваемой схеме (см. рис. 34).
где N - коэффициент перевода цен на 2016 год.
Определение дисконтированных затрат схемы «Две рабочие и обходная системы шин» (ОРУ-220 кВ)
Определим капитальные затраты. По [2, табл. П.10.29, с. 583] определим стоимость одной ячейки ОРУ.
Определим годовые эксплуатационные издержки:
Определим затраты на строительство и эксплуатацию проектируемой схемы:
где
Для последующих годов производим аналогичные вычисления.
Таблица №10− Определение дисконтированных затрат для схемы «Две рабочие и обходная системы шин» (ОРУ-220 кВ)
∑ДЗ = K+ З1+ З2+ З3+ З4+З5=69216+5850,8+5223,93+4663,99+ +4163,22+3719,014 = 92836,954 [тыс.руб.].
Выбор выключателей
Выбор выключателей по длительному режиму производится по:
Проверку выключателей режима КЗ производят по:
Параметры выбранных выключателей и их приводов представлены в таблице №3. Далее подробно расписан порядок их выбора.
Выбор разъединителей
Выбрать разъединители требуется для ОРУ-500 кВ и ОРУ-220 кВ, для выключателя перед РТСН и для генераторных выключателей.
Выбор выключателей производится по: · напряжению Uуст £ Uном; · току Iмакс.прод £ Iном.
Проверку разъединителей производят по: · электродинамической стойкости; · термической стойкости.
Параметры всех выбранных разъединителей сведены в табл.10. Далее подробно расписан порядок их выбора.
Выбор трансформаторов тока
Выбор трансформаторов тока производят в соответствии с главной электрической схемой. Выбор трансформаторов тока производится по: · напряжению Uном.тт ≥ Uном сети; · току Iмакс.прод £ Iном.тт;
Проверку ТТ производят по: · электродинамической стойкости; · термической стойкости.
Параметры выбранных трансформаторов тока сведены в таблицу №12. Далее подробно расписан порядок их выбора.
Выбор токоведущих частей Выбор ТВЧ производим в соответствии с главной электрической схемой с отмеченными расчетными участками ТВЧ. Выбор ТВЧ производим по следующим условиям: · напряжению Uуст £ Uном; · по допустимому току Выбор ТВЧ производим в соответствии с рис. 8.6.
Рис. 8.6− Главная схема электрических соединений станции (для выбора токоведущих частей)
8.6.1 Участок 1,2 (от генератора до блочного трансформатора)
Предварительно выбираем комплектный токопровод типа ТЭКН-Е-20-12500-400 по [2, табл. 9.13, с. 539-540].
Проводим уточненную проверку токопровода:
Условия выполняются, следовательно, окончательно принимаем токопровод типа ТЭКН-Е-20-12500-400 к установке на участок 1,2.
Участок 5 (от АТС до РТСН)
Предварительно выбираем комплектный токопровод типа ТЭКН-Е-20-12500-400 по [2, табл. 9.13, с. 539-540].
Проводим уточненную проверку токопровода:
Условия выполняются, следовательно, окончательно принимаем токопровод типа ТЭКН-Е-20-12500-400 к установке на участок 5.
Участок 9 (от блочного трансформатора до ОРУ-500 кВ)
Согласно [2, табл. 1.18, с. 20] минимальное (по условиям коронирования) сечение для ВЛЭП-500 кВ составляет 3´300 мм2.
По [2, табл. 7.35, с. 428-430] выбираем 3 провода марки АС-300/66. Таким образом, проверка проводов на коронирование не требуется. Проверяем по допустимому току:
Окончательно принимаем провод марки 3´АС-300/66.
Участок 10 (от блочного трансформатора до ОРУ-220 кВ)
Согласно [2, табл. 1.18, с. 20] минимальное (по условиям коронирования) сечение для ВЛЭП-220 кВ составляет 240 мм2. По [2, табл. 7.35, с. 428-430] выбираем 2 провода марки АС-240/39. Таким образом, проверка проводов на коронирование не требуется. Проверяем по допустимому току:
Окончательно принимаем провод марки 2×АС-240/39.
Участок 11 (от АТ до ОРУ-500 кВ)
Согласно [2, табл. 1.18, с. 20] минимальное (по условиям коронирования) сечение для ВЛЭП-500 кВ составляет 3´300 мм2. По [2, табл. 7.35, с. 428-430] выбираем 3 провода марки АС-300/66. Таким образом, проверка проводов на коронирование не требуется. Проверяем по допустимому току:
Окончательно принимаем провод марки 3´ АС-300/66.
Участок 12 (от АТ до ОРУ-220 кВ)
Согласно [2, табл. 1.18, с. 20] минимальное (по условиям коронирования) сечение для ВЛЭП-220 кВ составляет 240 мм2. По [2, табл. 7.35, с. 428-430] выбираем 3 провода марки АС-240/39. Таким образом, проверка проводов на коронирование не требуется. Проверяем по допустимому току:
Окончательно принимаем провод марки 3×АС-240/39.
Таблица №15− Основные данные пофазно экранированных токопроводов:
|
МВт.
. В соответствии с электрической мощностью турбины, и мощностью проектируемой станции, равной 900 МВт, выбираем три однотипных турбогенератора типа Т3В- 320- 2У3 и сводим номинальные параметры выбранных генераторов в таблицу 1.1.
. Примем коэффициент спроса 0,87.
МВт.
МВт.
МВ∙А.
МВт; 
МВар.
МВт,
МВар;
МВт,
МВар.
МВ∙А.
МВ∙А.
МВ∙А.
МВ∙А.
МВ∙А.
МВ∙А.
МВ∙А.
МВ∙А.
МВ∙А.
[МВт].
[Мвар].
[МВ×А].
[кВ×А].
[кВ].
[МВ×А].
[кВ×А].
[кВ]; 
[кВ].
[кВ]; 
; 
, где 
- номинальный ток выключателя; 
- максимальный рабочий ток выключателя; 
- номинальное напряжение выключателя; 
- номинальное напряжение установки.
[кА].
[кА];
[кВ].
[кА].
[кА];
[кВ].
[кА],
- максимальный переток мощности через АТС.
[кА];
[кА].
[кА];
; 
;
; 
; 
.
[ч],
− параметр потока отказов;
− удельное число остановов блока.
[МВт×ч];
− потери в трансформаторе при ХХ и КЗ; 
и 
− мощность трансформатора в максимальном и номинальном режимах соответственно.
[МВт×ч];
[МВт×ч];
тыс.руб/год;
;
;
.
- удельный системный ущерб от недоотпуска электроэнергии.
[1/год].
[1/год];
[1/год];
[ч].
.
[ч] – среднее время работы
[1/год];
.
.
; 
;
[оп/год];
[1/год];
.
;
[оп/год];
[1/год];
.
;
[оп/год];
[1/год];
.
;
[оп/год];
[1/год];
.
.
.
[ч].
[ч].
[ч].
[ч].
[тыс.руб./год].
[тыс. руб.].
[тыс.руб./год].
.
,
- затраты на строительство и эксплуатацию проектируемой схемы.
[тыс.руб.].
кВ; 
кА; 
кА.
[кВ];
[кА];
< 
[кА].
А; 
кА.
< 
кВ; 
А;
А.
кВ; 
А;
А.
А;
А.
кА;
А.
