Технические параметры синхронных генераторов (151028)

Посмотреть архив целиком

  • ВВЕДЕНИЕ


    Принятая энергетическая программа Республики Казахстан предусматривает завершение формирования основных узлов в единой энергетической системе страны с тем, чтобы повысить её манёвренность и надёжность. Это будет достигаться строительством новых тепловых станций на западе страны и работающих на газе, на северо-востоке страны будет предложено строительство мощных КЭС на базе Экибазтуских углей с последующей транспортировкой избытка электрической энергии зарубеж в Россию и Китай. Планируется строительство новых ЛЭП высокого и сверхвысокого напряжения с тем, чтобы направить потоки электроэнергии с востока и северо-востока в направлении юга и запада страны.

    В перспективе для более надёжного и полного обеспечения центра страны и особенно юга электрической энергией возможно строительство атомной теплоэлектростанции в районе о. Балхаш. На юге страны возможно строительство нетрадиционных источников электрической энергии – ветровых и солнечных электростанций. Электроснабжение малых изолированных потребителей расположенных в труднодоступных районах возможно осуществить от небольших газотурбинных генераторов.


    2. ВЫБОР СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ


    Таблица 1.«Технические параметры СГ»

    Тип генератора

    Рном

    МВТ

    Sном

    МВА

    Uном

    кВ

    cos φ


    Iном

    А

    X"d

    о. е.

    n

    об/мин

    ТВФ-120-2У3

    120

    125

    10,5

    0,8

    6,875

    0,192

    3000

    ТВВ-220-2ЕУЗ

    220

    258,3

    15,75

    0,85

    8,625

    0,1906

    3000


    Источник: (уч. 1, стр. 610), (уч. 2, стр.76-103)

    X" d- сверх переходное индуктивное сопротивление в относительных единицах (о. е.)


    3. ВЫБОР ДВУХ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СТАНЦИИ


    Рис. 1 Вариант – I


    Рис. 2 Вариант – II


    Расход мощности на с. н. одного генератора:


    Рс.н.= ×Pном.г; =5% [уч. 1 стр. 445 таб. 5,2]

    Рс.н.= ×120=6 МВт – для генераторов ТВФ-120-2УЗ

    Рс.н.= ×220=11 МВт – для генераторов ТВВ-220-2ЕУЗ


    Расчёт перетока через АТ связи I – варианта


    Pпер.max =2×120-2×6-260=-32 МВт

    Pпер.min=2×120-2×6-230=-2 МВт


    Расчёт перетока через АТ связи I – варианта


    Pпер.max =3×120-3×6-260=82 МВт

    Pпер.min=3×120-3×6-230=118 МВт


    Вывод: I - вариант по перетоку мощности более экономичен.

    Провожу расчёт реактивных составляющих


    Qс.н.с.н.=cos

    С. Н. Qc.н.с.н ­×=6×=4,2 МВар

    С. Н. Qc.н.с.н ­×=11×=7,7 МВар

    Qг1г1×=120×=90 МВар

    Qг2г2×=220×=132 МВар

    Qmax=Pmax×=260×=130 МВар

    Qmin=Pmin×=230×=115 МВар


    4. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ


    4.1 Выбор блочных трансформаторов I и II варианта мощности провожу по [уч. 1, стр. 390 т. 5,4]


    МВА

    МВА

    МВА


    В качестве блочных трансформаторов принимаю [по уч. 2 стр. 146-156 табл. 3,6] на стороне:

    - 110 кВ – трансформатор типа ТДЦ-200000/110

    - 220 кВ – трансформатор типа ТДЦ-400000/220 – для генератора

    ТВВ-220-2ЕУЗ

    - 220 кВ – трансформатор типа ТДЦ-200000/220 – для генератора

    ТВФ-120-2УЗ


    4.2. Выбор автотрансформаторов связи


    I – вариант


    Sрасч.=

    Sрасч.min.= МВА

    Sрасч.max.= МВА

    Sрасч.ав..= МВА


    По наиболее тяжёлому режиму выбирают мощность автотрансформатора связи.


    Sтреб.АТ==109 мВА


    Где Кn=1,4 т.к. график нагрузки и условия работы автотрансформатора неизвестны.

    Выбираю два автотрансформатора: АТДЦТН-125000/220/110

    II – вариант


    Sрасч.=

    Sрасч.min.= МВА

    Sрасч.max.= МВА

    Sрасч.ав..= МВА


    По наиболее тяжёлому режиму выбирают мощность автотрансформатора связи.


    Sтреб.АТ==129.4 мВА


    Где Кn=1,4 т.к. график нагрузки и условия работы автотрансформатора неизвестны.

    Выбираю два автотрансформатора: АТДЦТН-200000/220/110

    Данные выбранных трансформаторов свожу в таблицу 2


    Таблица 2


    Тип

    трансформатора


    Кол- во

    IВ/IIВ

    Uном кВ

    Р0

    кВт

    Рк кВт

    Uк %


    ВН


    СН



    НН

    ВН- -СН

    ВН--НН

    СН-

    -НН

    ВН- -СН

    ВН- -НН

    СН- -НН

    2×АТДЦТН

    200000/220/110

    -/2

    230

    121

    38,5

    105

    430

    -

    -

    11

    32

    20

    2×АТДЦТН

    125000/220/110

    2/-

    230

    121

    10,5

    65

    315

    -

    -

    11

    45

    28

    ТДЦ

    200000/220

    2/1

    242

    -

    18

    130

    -

    660

    -

    -

    11

    -

    ТДЦ

    200000/110

    2/3

    121

    -

    15,75

    170

    -

    550

    -

    -

    10,5

    -

    ТДЦ

    400000/220

    2/2

    237

    -

    21

    315

    -

    850

    -

    -

    11

    -



    5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ


    Капитальные затраты рассчитываю учитывая стоимость основного оборудования. Данные свожу в таблицу.

    Капитальные затраты

    Таблица 3

    Тип оборудования

    Стоимость ед. обор-я

    тыс. у.е.

    I-вариант

    II-вариант

    Кол-во

    шт.

    Стоимость

    тыс. у.е.

    Кол-во

    шт

    Стоимость

    тыс. у.е.

    Блочные трансформаторы

    ТДЦ-200000/110

    222

    2

    444

    3

    666

    ТДЦ-400000/220

    389

    2

    778

    2

    778

    ТДЦ-200000/220

    253

    2

    506

    1

    253

    Автотрансформаторы связи

    АТДЦТН-

    125000/220/110

    195

    2

    390

    -

    -

    АТДЦТН-

    200000/220/110

    270

    -

    -

    2

    540

    Ячейки ОРУ

    220 кВ

    78

    8

    624

    7

    546

    110 кВ

    32

    10

    320

    11

    352

    Итого



    3062


    3135


    Потери электрической энергии в блочном трансформаторе ТДЦ-200000/110 присоединённом к сборным шинам 110 кВ [уч. 1 стр. 395 (5,13)]


    τ кВТ×ч

    Т=Тгодрем=8760-600=8160 час

    τ=4600 час – время потерь

    Тmax=6000 ч. по [уч. 1 стр. 396 рис. 5,6]

    ΔW1=8160×170+550××4600=2,7×106 кВт× час


    Потери в блочном трансформаторе ТДЦ-400000/220 – для генератора ТВВ-220


    ΔW2=8160×315+850××4600=4,09×106 кВт× час


    Потери в блочном трансформаторе ТДЦ-200000/220


    ΔW3=8160×130+660××4600=2,6×106 кВт× час


    Потери электроэнергии в автотрансформаторе связи в I-варианта по [уч. 1 стр 396 (5,14)] с учётом того, что обмотка НН не нагружена.


    τ τC


    I – вариант автотрансформатор АТДЦТН-125000/220/110


    = кВт×ч

    Где РКВКС=0,5×РКВ=0,5×315=157,5

    SmaxB=SmaxC= МВА

    Т=Тгод=8760 год


    II – вариант автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/110


    = кВт×ч

    Где РКВКС=0,5×РКВ=0,5×430=215

    SmaxB=SmaxC= МВА

    Т=Тгод=8760 год


    Суммарные годовые потери I – варианта


    2×1,12×106+2×2,7×106+2×4,09×106+2×2,6×106=21,02×106 кВт×ч


    Суммарные годовые потери II – варианта


    2×1,3×106+3×2,7×106+2×4,09×106+1×2,6×106=21,48×106 кВт×ч


    Годовые эксплутационные издержки


    Где Ра=6,4 %, Ро=2 %, =0,6×10-2 у.е. кВт×ч по уч. 2 стр. 545

    т. у. е.

    т. у. е.


    Приведённые затраты по уч. 1 стр.395


    З=РН×К+U


    Где РН=0,12 – нормативный коэффициент экономической эффективности для энергетики


    ЗI=0,12×3062+383,328=750,8 т.у.е.

    ЗII=0,12×3135+392,220=768,4 т.у.е.


    Разница в затратах



    Вывод: Варианты равноценны т.к. ∆З<5 %, принимаю вариант – I т. к. по перетоку мощности более экономичнее.


    6. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ С. Н.


    6.1 Выбор ТСН рабочих


    Рабочие ТСН подключаются отпайкой к блоку их количество равно количеству генераторов. Требуемая мощность рабочих Т.С.Н.


    - коэффициент спроса по уч. 1 стр. 20 т. 1,17


    Требуемая мощность Т.С.Н.


    SСН≥0,85×6=5,1 МВА


    По каталогу принимаю для блоков 120 МВт трансформатор ТМН-6300/20


    UВН=13,8 кВ

    UНН=6,3 кВ

    PХ=8 кВт

    PК=46,5 кВт

    UК= 7,5 %


    Требуемая мощность Т.С.Н.


    SСН≥0,85×11=9,35 МВА


    По каталогу принимаю для блоков 220 МВт трансформатор ТДНС-10000/35


    UВН=15,75 кВ

    UНН=6,3 кВ

    PХ=12 кВт

    PК=60 кВт

    UК= 8 %


    6,2 Выбор резервных трансформаторов С.Н.

    Так как на ГРЭС количество блоков больше трёх устанавливаю два РТСН. Один подключён к НН АТ связи, другой в резерве.

    Требуемая мощность РТСН


    SРТСН≥1,5×SСНmax=1.5×9.35=14.03 МВА


    По каталогу принимаю ТДНС-16000/20


    UВН=15,75 кВ

    UНН=6,3 кВ

    PХ=17 кВт

    PК=85 кВт

    UК= 10 %


    Схема ТСН


    Рис. 3 схема ТСН


    7. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ УПРОЩЁННЫХ СХЕМ РУ ВСЕХ НАПРЯЖЕНИЙ


    Для РУ 110 и 220 кВ выбираю схему с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь. Как правило, обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений. Такое распределение присоединений увеличивает надёжность схемы, т.к. при КЗ на шинах отключается шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений переводят на исправную систему шин перерыв эл. снабжения половины присоединений определяется длительностью переключений.

    1. 220 кВ число присоединений n=10 принимаю схему с двумя рабочими и обходной системами сборных шин по уч. 1, стр. 416 рис. 515.


    Рис. 4


    Фиксация на присоединение: 220 кВ

    А1: W1, W2, Т1, Т2, АТ1

    QO; QA

    А2: W3, W4, Т3, Т4, АТ2.

    2. 110 кВ число присоединений n=10 принимаю схему с двумя рабочими и обходной системами сборных шин уч. 1, стр. 416 рис. 515.


    Рис. 5


    Фиксация на присоединение: 110 кВ

    А1: W5, W6, W7, Т5, АТ1

    QO; QA

    А2, W8, W9, W10 , Т6, АТ2.


    8. РАСЧЁТ ТОКОВ КЗ


    8.1. Составляем схему замещения


    Рис. 6 Схема замещения


    Схема замещения для расчёта трёхфазного КЗ представлена на рис. 5. каждому сопротивлению в схеме присваивается свой порядковый номер, который сохраняется за данным сопротивлением в течении всего расчёта. В схеме сопротивление дробное значение, где числитель – номер сопротивления, знаменатель – численное значение сопротивления.

    Определяем сопротивление схемы (рис. 5) при базовой мощности Sб=10000 МВА.

    Сопротивление генераторов G1; G2; G3; G4; G5; G6.


    X1*=X2*=

    X3*=X4*