Приплотинна ГЕС потужністю 2х27 МВт на річці "Т" (150617)

Посмотреть архив целиком

Передмова


Тема комплексного дипломного проекту:

"Приплотинна ГЕС потужністю 2х27 МВт на річці "Т"".

Першу частину " Проектування головної схеми електричних з'єднань і вибір електроустаткування " виконав Судак А. С.

Другу частину " Проектування системи електропостачання власних потреб ГЕС " виконав Сірий Денис Анатолійович.

Третю частину " Проектування ВРП 110 кв " виконав Яхно С.А.



Зміст


Передмова

Реферат

Перелік умовних позначок

Введення

1. Проектування головних схем електричних з'єднань і вибір електроустаткування

1.1 Особливості технологічного процесу виробництва електроенергії на ГЕС

1.2 Електричні параметри ГЕС

1.3 Компонування встаткування ГЕС

1.4 Принципові схеми ГЕС. Состав споруджень

2. Схема видачі потужності в систему

3. Схема головних електричних з'єднань гес

3.1 Техніко-економічне зіставлення варіантів схем

3.2 Вибір варіанта схеми, що рекомендує

4. Вибір основного встаткування

4.1 Турбіна

4.2 Гідрогенератор

4.3 Підвищувальний трансформатор

5. Спецпитання. Особливості головних схем електричних з'єднань

5.1 Види схем й їхнє призначення

5.2 Основні вимоги до головних схем електричних з'єднань ГЕС

5.3 Методика вибору головних схем електричних з'єднань ГЕС

5.4 Основні варіанти головних схем електричних з'єднань ГЕС

6. Розрахунок струмів короткого замикання

6.1 Загальні відомості

6.2 Розрахунок струмів при трифазному короткому замиканні

7. Вибір високовольтних апаратур і струмоведучих частин

8. Економічна частина

8.1 Загальні положення

8.2 Визначення кошторисної вартості підстанції

8.3 Послідовність кошторисно-фінансового розрахунку будівництва підстанції 110/35/10 кВ

9. Охорона праці й навколишнього середовища

Висновок



Реферат


Сторінок тексту - , таблиць - , малюнків - , креслень - , літературних джерел - .

У дипломному проекті розроблена схема головних електричних з'єднань, обране електроустаткування (гідротурбіна, гідроагрегат, що підвищує трансформатор, вимикачі, роз'єднувачі, вимірювальні трансформатори й струмоведучі частини).

Ціль роботи: " Проектування схеми головних електричних з'єднань і вибір електроустаткування приплотинной ГЕС потужністю 2х27 Мвт на ріці "Т"".

У спеціальній частині проекту проаналізовані особливості головних схем електричних з'єднань ГЕС.

В економічному розділі розраховані основні техніко-економічні показники ГЕС.


Перелік умовних позначок


АПВ - автоматичне повторне включення;

АУП - автоматична установка пожежогасіння;

АЕС - атомна електростанція;

ГАЭС - електростанція, що гідроакумулює;

ГЕС - гідроелектростанція;

КПД - коефіцієнт корисної дії;

КЗ - коротке замикання;

К - ковшова турбіна;

РО - радіально-осьова турбіна;

ПЛ - поворотно-лопатева турбіна;

ЛЕП - лінія електропередач;

МНУ - маслонапорная установка;

РЕПЕТУЮ - відкритий розподільний пристрій;

КРУ - комплектний розподільний пристрій;

ЗРУ - закритий розподільний пристрій;

ПБВ - перемикання без порушення;

ПТБ - правила техніки безпеки;

ПТЭЭ - правила технічної експлуатації електроустановок;

ПУЭ - правила пристрою електроустановок;

РПН - регулювання під навантаженням;

СЭС - система електропостачання;

САРТ - система автоматичного регулювання турбіни;

СПО - система виробничого навчання;

ТВЧ - струмоведучі частини;

ТЕС - теплова електростанція;

ЭДС - електрорушійна сила.


Введення


Гідроелектричні станції (ГЕС) використають енергію водотоків й є високоефективним джерелом електроенергії. Вони являють собою комплекси складних інженерних споруджень, гідросилового, електричного й механічного встаткування. Хоча основна функція ГЕС складається у виробництві електроенергії, при їхньому проектуванні враховуються інтереси й інші галузі господарства, пов'язаних з використанням водотоку: іригації, водного транспорту, водопостачання, зрошення, рибного господарства та інші.

При проектуванні, зведенні й експлуатації ГЕС виникають певні труднощі, пов'язані з тим, що параметри, компонування й конструкція споруджень ГЕС найтіснішим образом залежать від природних умов, топографічних, геологічних, гідрологічних й інших характеристик району будівництва.

Але, незважаючи ні на що, у сучасних умовах економіки України розвиток ГЕС є дуже важливим завданням, а проектування й будівництво нових станцій - раціональним й актуальним рішенням питання про генерації електричної енергії, достатньої для покриття потреб виробництва, сільськогосподарського й житло-побутового комплексу країни.

Вірний вибір головної схеми електричних з'єднань ГЕС й основного високовольтного встаткування необхідний для надійності виробництва й передачі електроенергії споживачам, а також для економії коштів.


1. Проектування головних схем електричних з'єднань і вибір електроустаткування


1.1 Особливості технологічного процесу виробництва електроенергії на ГЕС


Гідростанції як джерело електричної енергії мають істотні переваги перед тепловими й атомними. Вони використають щорічно поновлювану енергію падіння води у водотоках і не вимагають для своєї роботи витрати дорогого палива, на видобуток і транспорт якого доводиться затрачати багато, праці. У результаті цього собівартість виробництва електроенергії на ГЕС практично завжди нижче себестоимостей, одержуваних на ТЕС.

ГЕС характеризується дуже високою маневреністю, тобто здатністю швидко змінювати свою потужність відповідно до змін вимог споживачів. В аварійних умовах енергосистеми це забезпечує швидке уведення додаткових потужностей ГЕС замість електростанцій, на яких відбулася аварія або у зв'язку з аварією при електропередачі. Крім того ГЕС звичайно використають для покриття в піковій і напівпіковій частині добового графіка навантажень, де робота ТЕС й АЕС найменш ефективна.

ГЕС вимагає щодо невеликої кількості експлуатаційного персоналу, що відбивається на витратах по створенню необхідних житлових умов, що вимагають відповідних асигнувань. Більшість ГЕС являють собою спорудження комплексного призначення. Вони дозволяють розширити водний транспорт, зробити зрошення на базі водоймищ.

Важливою функцією ГЕС є регулювання повідців, що захищає більше території (у першу чергу населені пункти, промислові й сільськогосподарські об'єкти) від повеней.

У використанні гідроенергії є й свої труднощі, пов'язані з їхньою обмеженістю, розміщенням у далеких, малоосвоєних районах, відсутністю сприятливих топографічних і геологічних умов. Спорудження ГЕС часто пов'язане з необхідністю затоплення більших площ, у тому числі сільськогосподарських угідь, з дорогими роботами по перетинанню із зони затоплення населення, перенесенню підприємств і дорого, зведенню лісу.


1.2 Електричні параметри ГЕС


Рис.1.1.1 - Схема природного водотоку


Розглянемо ділянку природного водотоку між перетином 1-1 й 2-2 (рис.1.1). Припустимо, що протягом t, с., через поперечний переріз 1-1 при середній витраті води Q, м/с., проходить обсяг води рівний


, м3 (1.1)


Припускаючи, що між перетином витрата води залишається низинним, енергію водотоку на розглянутій ділянці Эуч, Дж, можна визначити як різниця між Э1 й Э2, що представляє собою повну енергію потоку в перетинах 1-1 й 2-2, підраховану по рівнянню Бернуллі:


, (1.2)


де кожен член рівняння, ув'язнений у дужки являє собою питому енергію маси рідини, що протікає, Дж/кг;

, - геометрична висота над рівнем моря або над довільно обраною площиною порівняння, м;

, P - тиск, Па;

, - середня швидкість, м/с;

- коефіцієнт кінетичної енергії;

- прискорення вільного падіння, м/с;

- щільність рідини, кг/м;

З огляду на, що в природних умовах різниця кінетичних енергій



настільки незначно, що нею можна зневажити, одержуємо:


, Дж (1.3)


де падіння рівня вільної поверхні водотоку в межах розглянутої ділянки, м.

Отнеся кількість енергії (Эуч); до одиниці часу, одержимо середню за час t потужність водотоку на розглянутій ділянці:


, (1.4)


Для ГЕС виділяють наступні енергетичні параметри:

Напір гідроелектростанції.

Різниця оцінок верхнього й нижнього б'єфів у ГЕС називається статичним напором, Нст, м. Для практичних розрахунків напір турбіни ГЕС (Н) виражається:


, м (1.5)


де

hпот - гідравлічні втрати (по довжині й місцеві) у що підводить водоводе.

Енергія й потужність ГЕС.

Енергія, вироблювана ГЕС (Эгэс) відповідно до формули (1.3), застосованої до схеми руху води через водоводы ГЕС, визначається:


, Дж (1.6)


Аналогічно одержуємо вираження для потужності ГЕС (відповідно до формули (1.4):


, (1.7)


де эн.про - КПД енергетичне встаткування ГЕС.

Беручи до уваги, що 1квт*ч = 3600 кдж формули (1.6) і (1.7) можуть бути перетворені:


, квт*ч (1.8)

, кв (1.9)


Установлена потужність ГЕС.

Визначається як сума номінальних (паспортних) потужностей установлених на ГЕС гідроагрегатів. Звичайно це відповідає максимальній потужності, що може розвивати ГЕС. Позначається Nуст

Максимальний виробіток електроенергії.


, квт*ч (1.10)


де - число годин використання встановленої потужності, ч

Коефіцієнт використання встановленої потужності ГЕС.


, (1.11)


1.3 Компонування встаткування ГЕС


Состав й загальні вимоги [1]

Комплекс технологічного встаткування, установлюваного на електростанції, повинен забезпечувати надійний виробіток електроенергії заданих параметрів з найкращими техніко-економічними показниками й забезпечувати виконання необхідних водогосподарчих функцій.

Комплекс технологічного встаткування містить у собі наступні функціональні групи:

а) гідросилове встаткування;

б) механічне встаткування;

в) допоміжне устаткування;

г) електротехнічне встаткування;

д) апаратури автоматизації, засобу керування й зв'язку;

г) засобу експлуатації, допоміжні приміщення, майстерні і їхнє встаткування, необхідні для обслуговування встаткування й споруджень.

Технологічне встаткування його компонування на об'єктах гідровузла й у будинку електростанції повинні забезпечувати:

а) надійну роботу технологічного встаткування;

б) зручність й економічність експлуатаційного обслуговування встаткування й споруджень, будинків і території;

в) механізацію ремонтних робіт, зручний доступ до встаткування для забезпечення його монтажу, демонтажу й транспортування;

г) виконання санітарно-технічних вимог;

д) запобігання неприпустимого впливу га людини вібрації, шуму, електричних і магнітних полів;

е) охорону навколишнього середовища;

ж) виконання транспортних і технологічних комунікацій;

з) виконання вимог по промисловій естетиці й архітектурі.

Для здійснення головної функції ГЕС - виробітку електроенергії, необхідні комплекси різного складного встаткування, від якого залежать ефективність і надійність експлуатації ГЕС. Компонування й взаємозв'язки різного виду встаткування будинків ГЕС представлені на (рис.1.2).

Вхідне в схему встаткування й системи зручно розділити на кілька груп. Гідросилове встаткування включає турбіни й гідрогенератори. У турбіні механічна енергія води перетвориться в механічну енергію, передану обертовому валу. Основними елементами турбіни є: частина, що підводить (турбінна камера), гідромеханічна частина (статор, що направляє апарат, робоче колесо, кришка) і частина, що відводить (отсасывающая турбіна). Залежно від напору на ГЕС установлюються радіально-осьові, поворотно-лопатеві або ковшевые турбіни.

Система автоматичного регулювання турбіни (САРТ) призначена для керування турбіною шляхом зміни відкриття напрямного апарата в радіально-осьових турбінах, що направляє апарата й лопат робочого колеса в поворотно-лопатевих турбінах, голки й дефлектора в ковшових турбінах.

САРТ включає маслонапорную установку (МНУ) для живлення маслом під тиском, колонкові керування (КУ), сервомотори (З) і сполучні мастилопроводи. За допомогою САРТ здійснюється пуск, зупинка, зміна потужності турбіни, а також автоматична підтримка заданої частоти обертання агрегату.

У гідрогенераторі механічна енергія, одержувана від турбіни, перетвориться в електричну енергію, що передається в енергосистему.

Основними частинами встановлюваних на ГЕС синхронних генераторів є: ротор, з'єднаний з валом турбіни й создающий обертове магнітне поле, і статор, в обмотках якого индуцируется змінний струм.

Система порушення (СВ) гідрогенератора повинна забезпечувати живлення обмоток ротора постійним струмом. Тому що припинення живлення приводить до миттєвого падіння до нуля видаваної електричної потужності гідрогенератора, то СВ являє собою надзвичайний відповідальний пристрій.

Для підтримки температури частин гідрогенератора на припустимому рівні необхідно постійний відвід тепла, що здійснюється системою охолодження (З). Всі застосовувані конструкції З, використають охолодження води, що забирається або з турбінного водовода, або подається насосами з нижнього б'єфа. Застосовується теплообмін повітря-вода. Комплекс, що складається з турбіни й гідрогенератора, називається гідроагрегатом або просто агрегатом ГЕС.

Електричні пристрої ГЕС. До них ставляться струмопроводи від генератора, головні силові трансформатори, виводи високої напруги, відкритий розподільний пристрій (ВРП), система власних потреб (ССН), систему контролю й керування (СКУ) і центральний пункт керування (ЦПУ).

Напруга синхронних генераторів відносно невелике й становить 10,5 - 24 кв. У цих умовах передача значної електричної потужності від генератора до трансформатора відбувається при великому значення струму, що вимагає відповідно великого перетину токопроводов, які виконуються звичайно відкритими при потужності до 100 МВА й екранованими або у вигляді спеціального кабелю при більше високій потужності.

Силові трансформатори підвищують напруги до значень, необхідного для передачі енергії на більші відстані (110-750 кв). перевага віддається трифазним трансформаторам, але при дуже великій потужності іноді застосують групу із трьох однофазних трансформаторів. Трансформатори, як правило, установлюються на відкритому повітрі (виключення становлять підземні будинки ГЕС).

Виводи високої напруги служать для передачі енергії від силових трансформаторів до РЕПЕТУЮ. У більшості випадків вони здійснюються відкритими, вільно підвішеними провідниками, однак в особливих випадках можуть застосуються маслонаполненные кабелі низького (до 200 кв) і високого (500 кв) тиску або більше сучасні кабелі типу XLPE.

ВРП призначено для розподілу вироблюваної ГЕС електроенергії між що відходять ЛЕП. Для цієї мети служать розподільні шини, роз'єднувачі й вимикачі, що захищають устаткування від коротких замикань.


1.4 Принципові схеми ГЕС. Состав споруджень


Найбільш ефективне використання енергії водотока можливо при концентрації перепадів рівнів води на порівняно короткій ділянці. Для використання падіння рік, розподілених по значній довжині водотоку, прибігають до штучного зосередження перепаду, що може бути здійснено різними способами.

До принципових схем ГЕС ставляться:

1) Гребельна схема (рис.1.3, схема I).

Створення напорупередбачає підпір рівня ріки шляхом створення

греблі. Образующееся при цьому водоймищі використається як регулююча ємність, що дозволяє періодично створювати запаси води й більш повно використати енергію водотоку.

2) Дериваційна схема (рис.1.3, схеми II, III).

Вона дозволяє одержати зосереджений перепад шляхом відводу води із природного русла по штучному водоводу. Дериваційні ГЕС використають для створення напору штучні водоводы, залежно від типу які розрізняють ГЕС із безнапірної й з напірною деривацією.

У ГЕС із безнапірною деривацією (рис.1.5) відвід води здійснюється безнапірними водоводами, наприклад відкритим каналом.

ГЕС із напірною деривацією (рис.1.6) відвід води йде по напірних трубопроводах або по водоводу у вигляді напірного тунелю.

Комбінована схема (рис.1.3, схема III).

Передбачає створення напору, посредствам використання, як гребель, так і дериваційних споруджень. По розташуванню будинку ГЕС у складі гідровузла, здійсненого за гребельною схемою, розрізняє руслові й приплотинные будинку ГЕС.

Руслові будинки ГЕС характеризуються тим, що вони входять до складу водонапірних споруджень, і сприймає тиск води з боку верхнього б'єфа (рис.1.4).

Тому що в даному дипломному проекті розглядається приплотинная ГЕС, то на її особливостях зупинимося детальніше.

Приплотинное будинок ГЕС (мал.1.7) характеризуються тим, що воно розташовується за греблею, поблизу від її. Будинок ГЕС не сприймає тиск води, тому його конструкція не ограничива5ет напір, що визначається висотою греблі. Великий вплив на компонування робить тип греблі, тому що від висоти й ширини її по підошві залежить довжина напірних водоводов і компонування будинку ГЕС.

Проектована ГЕС відповідає схема I, це найпоширеніший варіант, коли будинок ГЕС перебуває за греблею. Водоприймач розташовується у верхньому б'єфі, а інші трубопроводи проходять під греблею, у залізобетонній галереї. (вставити схеми стор.18, 19).

Состав споруджень гідровузлів:

ГЕС входить до складу гідровузла-комплексу гідротехнічних споруджень, призначених для використання водних ресурсів. До складу гідровузла входять постійні, тимчасові й допоміжні спорудження.

Постійні спорудження гідровузлів:

Водопровідні й водоскидні спорудження призначені для створення підпору й утворення водоймищ, забезпечення пропуску води, а також скидання з верхнього б'єфа льоду, сміття й промыва насосів.

Енергетичні спорудження необхідні для виробітку електроенергії й розподілу її відповідно до вимог споживачів. До них відносять водоприймальні пристрої, водоводы, будинку ГЕС із основним енергетичним устаткуванням (гідротурбіни, генератори, трансформатори), а також допоміжним механічним і підйомно-транспортним устаткуванням; РЕПЕТУЮ, що складається з комплекту електричних апаратів і з'єднань між ними.

Тимчасові спорудження необхідні тільки на період будівельних робіт і підрозділяються на:

спорудження, що забезпечують пропуск витрат води ріки під час будівництва в обхід будівельних майданчиків й їхній захист від затоплення;

виробничі підприємства для забезпечення будівництва гідровузла.

Допоміжні спорудження:

Вони призначені для забезпечення нормальної експлуатації гідровузла й створення необхідних зручностей для обслуговуючого персоналу й членів їхніх родин.

Це житлові, культурно побутові, адміністративні й господарські будинки, дороги, водопостачання, каналізації й т.п.


2. Схема видачі потужності в систему


Гідроелектростанція на ріці "Т", установленою потужністю 54 МВт (2 гідрогенератори по 2х27 МВт), видає потужність у систему на напругу 110 кв по двох ланцюговий ЛЕП-110 кв. приєднаним урізанням в існуючу ЛЕП-110 кв.

Довжина приєднання до існуючої лінії 15 км і виконується проведенням АС-185/29 на металевих оцинкованих опорах (з умов вологості).

Параметри проведення АС-185/29 [10]:


Таблиця 2.1 - Вихідні дані проведення

Тип

S, мм2

R 1 км при 20 ос, Ом/км

Iдоп, А

Sс, МВА

АС-185/29

185/29

ПРО,162

510

4750


Усе вище перераховані відомості передбачені завданням на проектування.


3. Схема головних електричних з'єднань гес


3.1 Техніко-економічне зіставлення варіантів схем


Головна схема електричних з'єднань електростанції - це сукупність основного електроустаткування (генератори, трансформатори, лінії), збірних шин, комутаційної й іншої первинної апаратур з усіма виконаними між ними в натурі з'єднаннями [13].

Вибір головної схеми є визначальним при проектуванні електричної частини електростанції, тому що він визначає повний состав елементів і зв'язків між ними. Обрана головна схема є вихідною при складанні принципових схем електричних з'єднань, схем власних потреб, схем вторинних з'єднань, монтажних схем і т.д.

На кресленні головні схеми зображуються в однолінійному виконанні при відключеному положенні всіх елементів установки.

У даному дипломному проекті при виборі головної схеми ГЕС ми розглянемо три варіанти схем електричних з'єднань:

схема "місток з вимикачами в ланцюгах трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів" (рис.3.1);

схема "чотирикутник" (рис.3.2);

схема "одна, секционированная вимикачем, система шин" (рис.3.3).

Схема "містка" рекомендується до застосування при потужності трансформаторів до 63 МВА включно й при необхідності секціонування ліній і збереження транзиту при ушкодженні трансформатора [8].

Схема "одна, секционированная вимикачем, система шин" застосовується, в основному, на напругу 35 кв, але з урахуванням малої кількості приєднань (чотири приєднання) і з метою знизити величину можливих витрат, ми допускаємо застосування даної схеми на напругу 110 кв.

Схема "чотирикутник" рекомендується застосовувати [8] на напругу 220 кв і вище, але тому що в даному проекті необхідно забезпечити надійність головної схеми (секціонування транзитних ліній), те ми приймаємо її до розгляду.

Техніко-економічне зіставлення варіантів схем зводиться в (табл.3.1).

Вартості осередків ВРП й величини річних витрат узяті з Довідника по проектуванню електричних систем [15] з урахуванням коефіцієнта перерахування рівного 4,5. Зазначені в (табл.3.1) показники вартості ВРП враховують вартості вимикачів, віддільників, роз'єднувачів, короткозамыкателей, трансформаторів струму й напруги, розрядників, апаратури керування, сигналізації, релейного захисту й автоматики, контрольних кабелів, ошиновки, будівельних конструкцій і фундаментів, а також відповідних будівельно-монтажних робіт.

Таким чином, після проведеного зіставлення, можна зробити наступні виводи:

1) Схема "місток" є найбільш дешевої, але при виході з ладу одного з вимикачів, губиться транзит на лінії.

2) Схема "чотирикутника" майже на 30% дорожче попереднього варіанта. Вона більше надійна, тому що зберігає транзит.

3) Схема "одна, секционированная вимикачем, система шин" дорожче першого варіанта на 54%. Крім того, можлива втрата транзиту, як й у першому випадку.


3.2 Вибір варіанта схеми, що рекомендує


На підставі проведеного техніко-економічного зіставлення варіантів схем для подальшого проектування вибираємо схему "чотирикутник", внаслідок її достатньої надійності й економічної доцільності.

У схемі "чотирикутник" вимикачі встановлюються в рассечке шин, замкнутих у кільце. Приєднання підключаються до шин між вимикачами через роз'єднувачі. Таким чином, кожне приєднання виявляється підключеним до схеми відразу через два вимикачі, які при комутаціях приєднання повинні включаться або відключатися обоє. Після аварійного відключення приєднання кільце виявиться розімкнутим, і його можна знову замкнути тільки після відключення роз'єднувача приєднання. Число вимикачів у чотирикутнику дорівнює числу приєднань, однак, завдяки розміщенню вимикачів у сторонах чотирикутника схема має всі переваги секционированной схеми. У схемі "чотирикутник" при ушкодженні одного з вимикачів з розвитком аварії губиться не більше двох приєднань. Вивід у ревізію будь-якого вимикача вимагає мінімуму операцій і може бути зроблений без порушення роботи схеми.

До недоліків схеми ставиться необхідність більше частої ревізії вимикачів, тому що будь-яке відключення короткого замикання виробляється в ній відразу двома вимикачами.


4. Вибір основного встаткування


4.1 Турбіна


У турбіні механічна енергія води перетвориться в механічну енергію, зраджувану обертовому валу. Залежно від напору, на ГЕС установлюються радіально-осьові (турбіни Френсиса), поворотно-лопатеві (турбіни Пельтона). Вид і тип гідротурбін визначається, виходячи з наступних параметрів: напору, енергетичних і кавітаціонних показників турбіни, здатності працювати з високим КПД.

Вихідні дані для вибору турбіни беруться із завдання на дипломне проектування. Вибір проводиться за умовами норм технологічного проектування ГЕС і ГАЭС [7].

Вихідні дані:

Встановлена потужність ГЕС - 54 МВт.

Розрахунковий напір - 55 м.

На даний напір ГЕС можливе застосування як радіально-осьової турбіни (у вертикальному виконанні), так і поворотно-лопатевої (у вертикальному виконанні).

Тому для вибору оптимального варіанта розглянемо обидва типи.


Таблиця 4.1 - Основні параметри гідротурбін

Найменування

Варіант 1

Варіант 2

Установлена потужність ГЕС, МВт

2х27

2х27

Кількість агрегатів, шт.

2

2

Тип

Радіально-осьова

(РО)

Поворотно-лопатева (ПЛ)

Потужність. МВт

27,69

27,69

Діаметр робочого колеса, м

2,8

2,8

Частота обертання номінальна, про/хв

214,3

300

КПД при розрахунковому напорі й номінальній потужності, %


93,0


92,3

Максимальний КПД, %

94,2

93,6

Маса, т

135

150


Порівняння варіантів показало, що установка радіально-осьових турбін є кращою з ряду причин:

турбіни радіально-осьового типу мають меншу масу;

при однаковому з поворотно-лопатевими турбінами діаметрі робочого колеса, а отже, і розмірах будівельного блоку в плані вимагають значно меншого заглубления робітника колеса й будинки ГЕС у цілому;

радіально-осьові турбіни мають більше високий КПД, вони більше прості й надійні в експлуатації.

Однак при більшому коливанні діапазону напорів за умовою КПД може одержати перевагу тип ПЛ.


4.2 Гідрогенератор


У гідрогенераторі механічна енергія, одержувана від турбіни, перетвориться в електричну енергію, що передається в енергосистему.

Залежно від положення осі обертання розрізняють вертикальні, горизонтальні й похилі гідрогенератори. У свою чергу, вертикальні гідрогенератори підрозділяються на підвісні (рис.4.1.) і зонтичні (рис.4.2).

Вибір типу гідрогенератора визначається його частотою обертання. Тому що ротор гідрогенератора жорстко з'єднаний валом з робочим колесом турбіни, те їхня частота обертання однакова, n > 200 про/хв., тому приймаємо до установки генератор підвісного типу.

Потужність гідрогенератора залежить від КПД генератора й потужності турбіни на валу


, МВт (4.1)


МВт

де -потужність на виводах генератора.

Вибираємо гідрогенератор з наступними параметрами.


Таблиця 4.2 - Вихідні дані генератора

Тип

S, МВт

U, кв

P, МВт

f, Гц

cos

ВГС-440

27

10,5

0,21

22

50

0,975

0,85


4.3 Підвищувальний трансформатор


Головний трансформатор (блоковий) підвищує напруга до значення, необхідного для передачі енергії на більші відстані. Перевага віддається трифазним трансформаторам, але при дуже великій потужності,іноді, застосовують групи із трьох однофазних трансформаторів. Трансформатори, як правило, установлюються на відкритому повітрі.

За умовою завдання, видача потужності в систему йде на напрузі 110 кв.

Вибираємо трансформатор [10]


Таблиця 4.3 - Вихідні данні трансформатора

Тип

S, МВА

U, кВ

Uк,%

Рхх

Ркз


ТРНДС

32

10,5

12,5

34

170



5. Спецпитання. Особливості головних схем електричних з'єднань


5.1 Види схем й їхнє призначення


Головна схема електричних з'єднань ЭС - це сукупність основного електроустаткування (генератори, трансформатори, лінії), збірних шин, комунікаційної й іншої первинної апаратур з усіма виконаними між ними в натурі з'єднаннями [13].

Вибір головної схеми є визначальним при проектуванні електричної частини ЭС, тому що він визначає повний состав елементів і зв'язків між ними. Обрана головна схема є вихідною при складанні принципових схем електричних з'єднань, схем власних потреб, схем вторинних з'єднань, монтажних схем і т.д.

На кресленні головні схеми зображуються в однолінійному виконанні при відключеному положенні всіх елементів установки.

В умовах експлуатації поряд із принципової головної схеми застосовуються спрощені оперативні схеми, у яких указується тільки основне встаткування. Черговий персонал кожної зміни заповнює оперативну схему й вносить у неї необхідні зміни в частині положення вимикачів і роз'єднувачів, що відбуваються під час чергування.

На повній принциповій схемі вказують всі апарати первинного ланцюга, що заземлюють ножі роз'єднувачів і віддільників, указують також типи застосовуваних апаратів. Існують також спрощені принципові схеми електричних з'єднань, на яких, на відміну від повної, не вказуються деякі апарати - трансформатори струму, напруги, розрядники.


5.2 Основні вимоги до головних схем електричних з'єднань ГЕС


При розробці головних електричних схем повинні бути визначені наступні дані [7]:

а) напруги, на яких видається енергія ЭС в енергосистему (як правило, їх повинне бути не долее двох); число й напрямки ЛЕП на кожній напрузі; потужність, передана по кожній лінії; рекомендує распределение, що, гідроагрегатів між напругами;

б) необхідність зв'язку між двома РУ підвищених напруг (за допомогою трансформаторів або автотрансформаторів), а також можливість роботи РУ різних напруг без зв'язку між ними;

в) графіки активного навантаження ЭС й участь її в загальному графіку активного навантаження енергосистеми по характерних періодах року на кожній напрузі;

г) переструми потужності між РУ різних підвищених напруг ЭС;

д) найбільша потужність, втрата якої припустима по наявності резервної потужності в енергосистемі й по пропускній здатності ЛЕП усередині системи й межсистемных зв'язків;

е) участь ЭС у покритті графіків реактивного навантаження (у тому числі в період максимуму активного навантаження енергосистеми); необхідність роботи гідроагрегатів у режимі синхронних компенсаторів, а також у режимі споживання реактивної потужності; необхідність установки шунтувальних реакторів, їхня потужність, номінальна напруга й схема приєднання; значення номінального коефіцієнта потужності гідроагрегатів за умовами роботи енергосистеми;

ж) струми к.з. по основним ЛЕП й індуктивні опори прямій і нульової послідовності енергосистеми на шинах РУ підвищених напруг для максимального й мінімального режимів навантаження енергосистеми, а також, що відновлюються напруги, на контактах вимикачів відповідного РУ;

з) необхідність установки на що відходять ЛЕП апаратів захисту від комутаційних перенапруг, що виникають на цих лініях;

и) вимоги до гідроагрегатів й іншого електроустаткування, обумовлені умовами стійкості паралельної роботи ЭС в енергосистемі (параметри порушення, індуктивне опір і механічна постійна часу) і вимоги системної противоаварийной автоматики (власний час відключення вимикачів, необхідність секціонування шин підвищеної напруги, величина відключає мощности, що, для розвантаження ЛЕП);

к) припустимі коливання напруги на шинах підвищених напруг при різних режимах роботи оборотних агрегатів ГАЭС, у тому числі при прямому пуску;

л) електрична схема, що рекомендує головна, видачі потужності.

Головна електрична схема повинна враховувати уведення агрегатів ЭС і можливість розширення РУ підвищених напруг відповідно до перспективи розширення, розвитку енергосистеми. Видача електроенергії від гідроагрегатів перших черг споруджуваної ЭС повинна передбачатися через відповідні частини постійних РУ.

Видача енергії від гідроагрегатів повинна проводитися, як правило, через трифазні підвищувальні трансформатори. У випадку відсутності в номенклатурі заводів трифазних трансформаторів необхідних параметрів або при транспортних обмеженнях допускається застосувати групу із двох трифазних трансформаторів або групи однофазних трансформаторів.

Зв'язок між двома РУ різних напруг від 110 кв і вище на ВРП ЭС виконується за допомогою автотрансформаторів, а при одній із двох напруг рівному 35 кв і нижче - за допомогою двухобмоточных або трехобмоточных трансформаторів. До обмоток нижчої напруги трансформаторів і трехобмоточных трансформаторів допускається підключати генератори. Доцільність такого підключення генераторів повинна бути обґрунтована техніко-економічним розрахунком й аналізом напруг на обмотках вищої й середньої напруг при різних режимах роботи автотрансформаторів зв'язку.

Кількість автотрансформаторів (трансформаторів) зв'язку РУ підвищених напруг, а також схеми їхніх приєднань до шин ВРП, обґрунтовуються виходячи з режиму роботи цього зв'язку й з наявності зв'язків цих напруг у мережах енергосистеми.

До підвищувальних однофазних трансформаторів резервна фаза, як правило, не передбачається. Для однофазних автотрансформаторів зв'язку ВРП різних напруг, резервна фаза повинна передбачатися при установці на ВРП тільки однієї групи автотрансформаторів. Заміна ушкодженої резервної фази повинна здійснюватися шляхом перекочування резервної фази.

Для двох груп автотрансформаторів зв'язку установка резервної фази не передбачається.

Усе автотрансформаторів і трехобмоточные трансформатори зв'язку РУ різних напруг повинні мати пристрою регулювання напруги під навантаженням на одній напрузі (ВН або СН); при необхідності регулювання напруги на двох підвищених напругах передбачається установка лінійного вольтодобавочного трансформатора.

У головних електричних схемах ЭС застосовуються наступні типи електричних блоків:

одиночний блок (генератор-трансформатор);

укрупнений блок (кілька генераторів, підключених до одного загального підвищувального трансформатора або до однієї групи однофазних трансформаторів через вимикачі й без них);

об'єднаний блок (кілька одиночних або укріплених блоків, об'єднаних між собою без вимикачів на стороні ВН підвищувальних трансформаторів).

Тип блоку вибирається на підставі техніко-економічного зіставлення доцільних варіантів з урахуванням режимів роботи ЭС, витрат на встаткування генераторної й підвищеної напруги, вартості втрат енергії в підвищувальних трансформаторах, зручностей експлуатації, конструктивно-компоновочных рішень й ін.

Можливість з'єднання всіх гідроагрегатів з підвищувальними трансформаторами в один блок або видачею всієї потужності ЭС через одну ЛЕП, повинна бути перевірена за умовами режиму роботи гідротехнічних споруджень й економічно припустимого зливу води з урахуванням тривалості заміни ушкодженого встаткування.

Вимикачі або вимикачі навантаження між генераторами й підвищувальними трансформаторами повинні встановлюватися в наступних випадках:

при підключенні гідрогенераторів до автотрансформаторів або до трехобмоточным трансформаторів;

при підключенні електричних блоків до ВРП по схемах, у яких з відключенням блоку з боку ВН змінюється схема підключення інших приєднань, що залишаються в роботі (схеми із двома системами шин з 4 вимикачами на 3 ланцюзі - схема "4/3", із двома системами шин з 3 вимикачами на 2 ланцюзі - схема "3/2", багатокутники та ін.);

в укрупнених й об'єднаних блоках, коли це необхідно по режимних умовах або за умовами пуску, зупинки й синхронізації гідроагрегатів;


Случайные файлы

Файл
181164.rtf
Au Pt Ag.doc
66457.rtf
151206.rtf
27934-1.rtf




Чтобы не видеть здесь видео-рекламу достаточно стать зарегистрированным пользователем.
Чтобы не видеть никакую рекламу на сайте, нужно стать VIP-пользователем.
Это можно сделать совершенно бесплатно. Читайте подробности тут.