ТОП 10:

Выбор мощности и типа турбогенераторов



Выбор мощности и типа турбогенераторов

Выбор турбогенератора

МВт.

Для выбора генератора необходимо учитывать следующее условие:

. 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.

Табл. 1.1− Параметры турбогенератора Т3В-320-2У3

Номинальная частота вращения Номинальная мощность Номинальное напряжение Номинальный ток Cos(ϕном) Сопротивление xd'' Сопротивление x2 Сопротивление x0
Полная мощность Активная Мощность Реактивная мощность
Об/мин МВ∙А МВт МВар кВ кА - о.е. о.е о.е
10,85 0,85 0,18 0,248 0,113

 

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%, . Примем коэффициент спроса 0,87.

 

МВт.

МВт.

МВ∙А.

МВт; МВар.

 

 

По заданию:

МВт,

МВар;

МВт,

МВар.

 

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) РПmax ;

 

 

МВ∙А.

 

б) РПmin;

 

 

МВ∙А.

 

 

2. Ремонтный режим.

 

а) РПmax;

 

 

МВ∙А.

 

б) РПmin;

 

 

МВ∙А.

 

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) РПmax ;

 

 

МВ∙А.

 

 

б) РПmin;

 

 

МВ∙А.

 

2. Ремонтный режим.

 

а) РПmax;

 

 

МВ∙А.

 

б) РПmin;

 

 

МВ∙А.

 

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) РПmax ;

 

 

МВ∙А.

 

б) РПmin;

 

МВ∙А.

 

2. Ремонтный режим.

 

а) РПmax;

 

 

МВ∙А.

 

б) РПmin;

 

 

МВ∙А.

 

Smax=536,602 МВА - максимальный переток мощности через АТ связи.

 

 

 

 

Рис. 2.1-г. Вариант №4

 

2. Нормальный режим.

 

а) РПmax;

 

 

МВ∙А.

 

б) РПmin;

 

 

МВ∙А.

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:

[МВт].

[Мвар].

[МВ×А].

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:

[кВ×А].

 

Проверка по напряжению:

 

[кВ].

 

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.

 

[МВ×А].

 

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:

[кВ×А].

Проверка по напряжению:

Блочный трансформатор ТДЦ-400000/500

[кВ]; [кВ].

Блочный трансформатор ТДЦ-400000/220

 

[кВ]; [кВ].

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 ; , где - номинальный ток выключателя; - максимальный рабочий ток выключателя; - номинальное напряжение выключателя; - номинальное напряжение установки.

 

Выбор блочных выключателей на стороне ВН (500 кВ)

 

Максимальный рабочий ток в цепи ВН за трансформатором 500кВ:

[кА].

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:

[кА];

Проверка по напряжению:

[кВ].

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:

[кА].

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:

[кА];

Проверка по напряжению:

[кВ].

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

[кА],

где - максимальный переток мощности через АТС.

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:

[кА];

Проверка по напряжению:

[кВ].

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:

[кА].

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:

[кА];

 

Проверка по напряжению:

[кВ].

Условия выполняются, следовательно, выключатель типа

ВГП-220-40/2500 У1 подходит.

 

Параметры выключателя сведены в таблицу №3.

 


  Тип/обозначение     Номинальное напряжение Наибольшее рабочее напряжение Номинальный ток Номинальный ток отключения Нормированное содержание апериодической составляющей Предельный сквозной ток Номиналь-ный ток включения !Синтаксическая ошибка, F   Тип привода Полное время отключения Собственное время отключения (с приводом) Собственное время включения (с приводом) Минимальная безтоковая пауза при АПВ Габариты Масса Цена
Наибольший пик Начальное дейст­вующее значе­ние периодической состав­ляющей Наибольший пик Начальное действующее значение периодической составляющей   В       Ш   Г
кВ кВ кА кА % кА кА кА кА с   с с с с мм мм мм кг Тыс. Руб.
УКВ-24-160/23500У3 26,5 23,5 170/3 ШРПФ-ЗМ 0,02 0,10 0,24   213,6
ВВТЭ-М-10- 31.5/1600У3 1,6 31,5 31,5 31,5 31,5/3 ЭМ 0,04 0,02 0,1 0,3
ВБМ-20- -25/1000 У2 1,0       25/3   0,06 0,04 0,1          
ВГК-500-40/3150У1 3,15 40/3 Гидрав-личес-кий 0,05 0,025 0,1 0,3 105,35
ВГП-220-40/2500У1 2,5 40/3 Пружин-ный 0,05-0,055 0,030-0,035 0,06± 0,008 0,3 84,87
ВВГ-20-160/12500У3 12,5 160/3 ШРПФ-ЗМ 0,168 0,12 0,1  

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:

[ч],

где − параметр потока отказов;

− удельное число остановов блока.

 

[МВт×ч];

 

где − потери в трансформаторе при ХХ и КЗ; и − мощность трансформатора в максимальном и номинальном режимах соответственно.

[МВт×ч];

По [2, табл. 8.8, с. 488] определим плановое время ремонта автотрансформатора Tр = 50 ч.

[МВт×ч];

 

тыс.руб/год;

 

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.

 

Отказавший элемент Тип Поток отказов Время восстановления
1/год ч
В-1 ВГК-500-40/3150 У1 0,004 82,6
В-2,3 ВГП-220-40/2500 У1 0,01 82,6
В-8,9,10 УКВ-24-160/23500 У1 0,04
В-13-В18 ВВТЭ-М-10-31.5/1600 У3 0,006
Т-1 ТДЦ-400000/500 0,05
Т-2,3 ТДЦ-400000/220 0,025
ТСН-1,2,3 ТДНС-16000/20 0,012

 

При расчёте учитывалось время пуска блока ТП = 1 ч. и время оперативных переключений ТОП= 0,5 ч. - удельный системный ущерб от недоотпуска электроэнергии.

 

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

Элемент схемы w m Тр Тв aст aоп aк.з.
1/год 1/год ч ч - - -
Выключатели 220 кВ 0,01 0,066 77,3 82,6 0,1 0,0004 0,0003
Автотрансформаторы 0,05 1,0 - - -
Сборные шины 0,013 0,166 - - -
Блоки 8,26 - - -
ЛЭП 0,5 2,8 14,3 - - -

 

Определяем показатели надёжности ЛЭП (параметр потока отказов):

[1/год].

Определяем показатели надёжности сборных шин:

[1/год];

[1/год];

[ч].

Вероятность нахождения сборных шин в ремонте:

.

Определим показатели надёжности блока:

[ч] – среднее время работы

блока в году;

[1/год];

.

 

Определим показатели надёжности автотрансформатора:

.

 

Определим показатели надёжности выключателей Q1, Q2, Q6, Q8, Q9, Q11, которые коммутируют сборные шины и отходящие линии:

; ;

[оп/год];

[1/год];

.

 

Определим показатели надёжности выключателей Q3, Q7, которые коммутируют блок и сборные шины:

; ;

[оп/год];

[1/год];

.

 

Определим показатели надёжности выключателей Q10, Q12, которые коммутируют сборные шины и автотрансформаторы связи:

; ;

[оп/год];

[1/год];

.

 

Определим показатели надёжности выключателя Q5,которые коммутирует 2 рабочие системы шин:

;

[оп/год];

[1/год];

.

 

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:

[ч].

Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа выключателя на ремонт сборных шин в момент времени Tвi ³ Tрj:

 

[ч].

 

Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа сборных шин на ремонт выключателя в момент времени Tвi < Tрj:

[ч].

Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа выключателя на ремонт выключателя в момент времени Tвi > Tрj:

[ч].

 

 

Таблица №9− Таблица отказов для схемы 2 рабочие и обходная система шин.

 

Отка-завший элемент Нормальный режим Ремонтный режим
Q1 Q2 Q3 Q5 Q6 Q7 Q8 Q9 Q10 Q11 Q12 A1 А2
Q1 PГ2, 1,5 ч Х Х PГ2 PГ3 PП 1,5 ч
Q2 PГ2, 1,5 ч Х Х PГ1 PГ2 PП 1,5 ч
Q3 PГ3, 1,5 ч Х PГ2 PГ3 1,5 ч PП TВ Х
Q5 PГ2 PГ3 PП 1,5 ч Х Х Х
Q6 PГ2, 1,5 ч Х Х PГ2 PГ3 PП 1,5 ч
Q7 PГ2, 1,5 ч Х Х PГ2 PГ3 1,5 ч PП TВ
Q8 PГ3, 1,5 ч Х PГ2 PГ3 PП 1,5 ч Х
Q9 PГ3, 1,5 ч Х PГ2 PГ3 PП 1,5 ч Х
Q10 PГ2, 1,5 ч Х PГ2 TВ   Х PГ2 TВ PГ3 PП 1,5 ч  
Q11 PГ3, 1,5 ч Х PГ2 PГ3 PП 1,5 ч   Х
Q12 PГ3, 1,5 ч PГ3 TВ Х PГ3 TВ PГ2 PП 1,5 ч   Х
A1 PГ2, 1,5 ч Х PГ1 PГ2 PП TВ
А2 PГ3, 1,5 ч PГ1 PГ2 PП TВ Х

 

Определение ущерба в схеме «Две рабочие и обходная системы шин» (ОРУ-220 кВ)

 

Определим системный ущерб, возможный в рассматриваемой схеме (см. рис. 34).

[тыс.руб./год].

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.

[тыс. руб.].

 

Определим годовые эксплуатационные издержки:

[тыс.руб./год].

 

Определим затраты на строительство и эксплуатацию проектируемой схемы:

.

,

где - затраты на строительство и эксплуатацию проектируемой схемы.

 

[тыс.руб.].

Для последующих годов производим аналогичные вычисления.

 

Таблица №10− Определение дисконтированных затрат для схемы «Две рабочие и обходная системы шин» (ОРУ-220 кВ)

 

Период времени t, год Капиталовложения/Затраты, тыс.руб.
К = 69216
З1 = 5850,8
З2 = 5223,93
З3 = 4663,99
З4 =4163,22
З5 = 3719,014
∑ДЗ 92836,954

 

∑ДЗ = K+ З1+ З2+ З3+ З45=69216+5850,8+5223,93+4663,99+

+4163,22+3719,014 = 92836,954 [тыс.руб.].

 

 

 

 

Выбор выключателей

 

Выбор выключателей по длительному режиму производится по:

  • напряжению Uуст £ Uном;
  • току Iмакс.прод £ Iном.

 

Проверку выключателей режима КЗ производят по:

  • электродинамической стойкости;
  • термической стойкости;
  • отключающей способности;
  • току включения.

 

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)

 

кВ; кА; кА.

Предварительно выбираем комплектный токопровод типа

ТЭКН-Е-20-12500-400 по [2, табл. 9.13, с. 539-540].

 

Проводим уточненную проверку токопровода:

[кВ];

< [кА];

< [кА].

Условия выполняются, следовательно, окончательно принимаем токопровод типа ТЭКН-Е-20-12500-400 к установке на участок 1,2.

 

 

Участок 5 (от АТС до РТСН)

 

кВ; А; кА.

Предварительно выбираем комплектный токопровод типа

ТЭКН-Е-20-12500-400 по [2, табл. 9.13, с. 539-540].

 

Проводим уточненную проверку токопровода:

[кВ];

< [кА];

< [кА].

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)

 

кВ; А;

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:

А.

Окончательно принимаем провод марки 3´АС-300/66.

 

Участок 10 (от блочного трансформатора до ОРУ-220 кВ)


кВ; А;

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:

А.

Окончательно принимаем провод марки 2×АС-240/39.

 

Участок 11 (от АТ до ОРУ-500 кВ)

кВ; А;

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:

А.

Окончательно принимаем провод марки 3´ АС-300/66.

 

Участок 12 (от АТ до ОРУ-220 кВ)


кВ; кА;

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:

А.

Окончательно принимаем провод марки 3×АС-240/39.

 

Таблица №15− Основные данные пофазно экранированных токопроводов:

 







Последнее изменение этой страницы: 2016-07-16; Нарушение авторского права страницы

infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 3.215.182.81 (0.07 с.)