Выбор основного оборудования электростанций

⇐ ПредыдущаяСтр 6 из 6

Основное оборудование всегда стремятся выбрать однотипным, так как при этом обеспечивается возможность максимальной индустриализации строительства и ремонта, а также сокращается количество обслуживающего персонала. К основному энергетическому оборудованию ТЭС и АЭС относятся турбины, котлы на ТЭС, парогенераторы и реакторы на АЭС, гидротурбины на ГЭС.

Выбор турбин. На ТЭС одновременно с выбором числа и мощности паровых турбин решается вопрос о начальных параметрах пара. Объясняется это тем, что мощности паровых турбин, изготовляемых отечественными заводами, уже привязаны к определенным начальным параметрам пара.

Единичную мощность турбогенераторов КЭС, проектируемых для работы в объединенных энергосистемах, выбирают возможно более крупной (для данного вида топлива) с учетом перспективного развития объединенной системы. Единичную мощность турбоагрегатов КЭС, входящих в изолированные системы, определяют на основе технико-экономических расчетов с учетом аварийного резерва. Для надежности и устойчивости работы энергосистемы единичная мощность агрегатов не должна превышать аварийного резерва системы, который может составлять от 4 до 10% мощности системы.

Единичные мощности теплофикационных агрегатов выбирают также возможно более крупными. При этом учитывают динамику роста тепловых нагрузок района на срок не менее 5-10 лет.

Тип турбины на АЭС выбирают в зависимости от типа реакторов и структурной технологической схемы.

Выбор реакторов. При выборе реактора на АЭС руководствуются не только соображениями надежного и экономичного энергоснабжения потребителей, но и исследовательскими целями по изучению новых перспективных видов конструкции реакторов. Технико-экономические показатели реакторов улучшаются с повышением их мощности. Поэтому при проектировании АЭС стремятся устанавливать реакторы предельной мощности. Значение последней может быть ограничено конструктивными размерами активной зоны или предельными по условиям транспортировки габаритами корпуса.

Синхронные генераторы. Выработка электроэнергии на электростанциях осуществляется турбо- и гидрогенераторами. Турбогенераторы устанавливаются на КЭС, ТЭЦ, АЭС, гидрогенераторы – на ГЭС и ГАЭС.

Завод изготовитель предназначает генератор для определенного длительного режима работы, который называют номинальным. Этот режим характеризуется параметрами, которые носят название номинальных данных генератора и указываются на его табличке, а также в паспорте машины.

Номинальное напряжение генератора – это линейное (междуфазное) напряжение обмотки статора в номинальном режиме.

Номинальный ток статора генератора – значение тока, при котором допускается длительная нормальная работа генератора при нормальных параметрах охлаждения и номинальных значениях мощности и напряжения, указанных в паспорте генератора.

Номинальная полная мощность генератора определяется по следующей формуле, кВА:

S_ном= ·U_ном·I_ном.

Номинальная активная мощность генератора – наибольшая активная мощность, для длительной работы с которой он предназначен в комплекте с турбиной.

Номинальная активная мощность генератора определяется следующим выражением:

P_ном=S_ном·cosj_ном.

Номинальные мощности турбогенераторов должны соответствовать ряду мощностей, МВт:

2,5

60 (63)

100

150 (160)

200

300

500

800

1200

Номинальный ток ротора – наибольший ток возбуждения генератора, при котором обеспечивается отдача генератором его номинальной мощности при отклонении напряжения статора в пределах ±5% номинального значения и при номинальном коэффициенте мощности.

Номинальный коэффициент мощности согласно ГОСТ принимается равным 0,8 для генераторов мощностью до 125 МВА, 0,85 для турбогенераторов мощностью до 588 МВА и гидрогенераторов до 360 МВА, 0,9 для более мощных машин.

Каждый генератор характеризуется также КПД при номинальной нагрузке и номинальном коэффициенте мощности. Для современных генераторов номинальный коэффициент полезного действия колеблется в пределах 96,3 – 98,8%.

Выбор трансформаторов

Выбор трансформаторов включает в себя определение числа, типа и номинальной мощности трансформаторов структурной схемы проектируемой электроустановки.

Рекомендуется применять трехфазные трансформаторы, и только в случае невозможности изготовления заводами трансформаторов необходимой мощности или при наличии транспортных ограничений допускается применение групп из двух трехфазных или трех однофазных трансформаторов. Резервный однофазный трансформатор предусматривают при установке большого числа (девять и более) однофазных единиц и при выполнении связи между РУ высшего и среднего напряжений посредством одной автотрансформаторной группы. Замена поврежденного трансформатора фазы резервным осуществляется путем их перекатки, без сооружения стационарной ошиновки.

Все трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы, а также двухобмоточные трансформаторы подстанций и станций, кроме включенных в блоки с генераторами, должны иметь встроенные устройства для регулирования нап под нагрузкой (РПН).

Выбор номинальной мощности трансформатора производят с учетом его нагрузочной способности. В общем случае условие выбора мощности трансформатора имеет вид:

S_расч£S_ном·k_п,

где S_расч – расчетная мощность; S_ном – номинальная мощность трансформатора; k_п – допустимый коэффициент перегрузки.

При определении S_расч принимается во внимание нагрузка на пятый год, если считать от конца сооружения станции, причем учитывается перспектива дальнейшего ее развития на 5-10 лет вперед.

При блочной схеме соединения генератора с трансформатором последний должен обеспечивать выдачу мощности генератора в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности нагрузки, подключенной на ответвлении от генератора.

Ниже приводятся выражения для расчетной мощности трансформатора для двух случаев:

1. на ответвлении к блоку подсоединена только нагрузка собственных нужд (рисунок 1):

при равенстве коэффициентов мощности генератора и потребителей собственных нужд:

S_расч»S_ном,г–S_с.н.;

2. на ответвлении к блоку подключены местная нагрузка и нагрузка собственных нужд (рис 2):

где Р_ном,г , Q_ном,г – активная и реактивная номинальные мощности генератора; Р_с.н., Q_с.н. – активная и реактивная нагрузки собственных нужд; Р_м.н., Q_м.н_. – активная и реактивная местные нагрузки.

Если генератор без местной нагрузки включается в блок с повышающим автотрансформатором, то расчетная мощность последнего, определяется максимальной нагрузкой третичной обмотки, к которой присоединен генератор:

где к_тип=⁽^U^вн-^U^сн)/_U_вн=^S^тип/_S_ном – коэффициент типовой мощности автотрансформатора.

После выбора номинальной мощности автотрансформатора проверяют возможность передачи через него максимальной мощности из РУ СН в РУ ВН. Если такой режим нагрузки оказывается недопустимым, то изменяют или число блоков, присоединенных к РУ СН, или число автотрансформаторов, или реже их мощность.

Если суточный график нагрузки генератора, а следовательно, и блочного генератора имеет заметно выраженное понижение мощности в ночное время, то при выборе номинальной мощности трансформатора можно учесть его способность к систематическим перегрузкам в дневное время без сокращения срока службы, т.е.

S_ном³S_расч/k_п,сист,

где к_п,сист – допустимый коэффициент систематических перегрузок, который определяют по графикам нагрузочной способности трансформаторов (мощностью до 250 МВА включительно).

Расчетную мощность автотрансформаторов связи, включенных между РУ высшего и среднего напряжения определяют на основе анализа перетоков мощности между этими РУ в нормальном и аварийном режимах. В частности, необходимо рассматривать отключение одного из блоков, присоединенных к РУ СН. При выборе числа автотрансформаторов связи учитывают, во-первых, требуемую надежность электроснабжения потребителей сети СН, а во-вторых, допустимость изолированной работы блоков на РУ СН. Если нарушение связи между РУ высшего и среднего напряжений влечет за собой недоотпуск электроэнергии потребителям или окажется, что минимальная нагрузка сети СН ниже технологического минимума мощности отделившихся блоков, то предусматривают два автотрансформатора связи.

Выбор трансформаторов связи. Для этой цели составляют и анализируют предполагаемые графики нагрузки трансформаторов: а) в нормальном режиме; б) при отключении одного из работающих генераторов.

Мощность передаваемая через трансформаторы связи, в общем случае (при разных значениях коэффициентов мощности генераторов, местной нагрузки и собственных нужд) равняется:

где Р_S_г,Q_S_г – суммарные активная и реактивная мощности генераторов, присоединенных к ГРУ.

Руководствуясь соображениями надежности тепло- и электроснабжения местного потребителя, на ТЭЦ, как правило, предусматривают два трансформатора связи с системой. Один трансформатор связи можно установить лишь в тех редких случаях, когда нарушение связи ТЭЦ с системой, сопровождающееся переходом генераторов на работу по графику местной электрической нагрузки, не вызывает ограничения теплового потребления. Однако даже при наличии условий, определяющих принципиальную возможность выбора одного трансформатора связи, из соображений уменьшения перетоков мощности между секциями обычно устанавливают все-таки два трансформатора связи.

При выборе номинальной мощности трансформаторов связи учет из нагрузочной способности зависит от режима, определившего расчетную (наибольшую) мощность. Если вероятность расчетного режима достаточно велика (плановое или аварийное отключение одного генератора на станции, аварийная ситуация в системе), то при выборе номинальной мощности можно идти лишь на перегрузку без сокращения срока службы (к_п,сист). В тех случаях, когда расчетный режим редкий (отказ одного из трансформаторов связи), при выборе S_ном используют коэффициент допустимой аварийной перегрузки к_п,ав.

Число трансформаторов на подстанции выбирают в зависимости от мощности и ответственности потребителей, а также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низшего напряжений.

Так как большей частью от подстанции питаются потребители всех трех категорий, и питание от системы подводится лишь со стороны ВН, то по условию надежности требуется установка двух трансформаторов.

На очень мощных узловых подстанциях может оказаться экономически целесообразной установка трех- четырех трансформаторов (автотрансформаторов).

На однотрансформаторных подстанциях номинальная мощность трансформатора выбирают с учетом возможности систематических перегрузок:

S_ном³S_расч/k_п,сист,

где S_расч=Р_max/cosj ; Р_max – максимальная нагрузка наиболее загруженной обмотки трансформатора на 5-й год, если считать с момента ввода первого трансформатора.

При установке на подстанции более одного трансформатора (в общем случае Nт) расчетным является случай отказа одного из трансформаторов, когда оставшиеся в работе трансформаторы с учетом их аварийной перегрузки должны передавать всю необходимую мощность:

Расчетный коэффициент аварийной перегрузки трансформаторов при проектировании принимается равным 1,4. Такая перегрузка допустима в течение не более 5 суток при условии, если коэффициент начальной нагрузки не более 0,93, а длительность максимума нагрузки не более 6 часов в сутки.

Выбор реакторов

Выбор секционных реакторов

На ТЭЦ с поперечными связями выбор секционных реакторов должен предшествовать выбору линейных реакторов. Расчет рекомендуется вести в следующей последовательности:

1. Определяют число секций ГРУ, при этом учитывают надежность электроснабжения местного потребителя в соответствии с принятой конфигурацией питающей сети и надежность работы станции. Это означает, что ремонт или отказ секции ГРУ не должен вызывать потерю генерирующей мощности, и недопустимую для местной электрической нагрузки и по тепловому потреблению. Обычно этим требованиям удовлетворяет число секций, равное числу генераторов, подключаемых к ГРУ.

2. В соответствии с выбранным числом секций ГРУ определяют схему включения секционных реакторов: прямолинейную (разомкнутую) при числе секций две-три и кольцевую при числе секций три-четыре.

3. Анализируя возможные перетоки между секциями в нормальном режиме и при отключении питающих присоединений – генераторов, трансформаторов связи, выбирают номинальные токи секционных реакторов. Им соответствуют определенные индуктивные сопротивления, из которых выбирают наибольшее.

4. Производят расчет токов к.з. I_п,о на шинах ГРУ (точка К1 на схеме) при наличии секционных реакторов и без них. Эти токи являются расчетными при выборе выключателей в присоединениях трансформаторов собственных нужд, которые и принимают, как самые тяжелые.

5. Обосновывают необходимость (целесообразность) ограничения тока к.з. в ГРУ ТЭЦ.

Если ток к.з. I_п,о в контрольном присоединении без секционных реакторов оказывается выше максимального значения тока электродинамической стойкости I_эд выключателей, выпускаемых на данное напряжение (6-10 кВ), то установка секционных реакторов технически необходима. В противном случае требуется их технико-экономическое обоснование.

6. Если принята схема с секционными реакторами, то определяют потери напряжения в них при наибольшем перетоке мощностей между секциями. Эти потери не должны превышать 5-6% номинального. В противном случае необходимо предусмотреть выключатели или разъединители, дающие возможность шунтировать реакторы при больших перетоках между секциями.

10.2 Выбор линейных реакторов.

Место подключения линейных реакторов определяется структурной схемой ТЭЦ: к ГРУ – для ТЭЦ с поперечными связями на генераторном напряжении и на ответвлении от генератора – в блочной схеме.

Предпочтение отдается групповым сдвоенным реакторам. Применение групповых реакторов экономичней индивидуальных. Сдвоенные реакторы по сравнению с одинарными, во-первых, позволяют объединить большее число линий под один реактор и тем самым снижают капиталовложения.

Применяя групповые реакторы, надо иметь в виду, что ток к.з. на кабельной линии вызывает глубокую посадку напряжения на всех секциях РП, которые питаются от сборки данного реактора. Поэтому рекомендуется, чтобы число линий, присоединенных к групповой сборке, не превышало трех-четырех.

Условия выбора линейных реакторов следующие: номинальное напряжение реактора должно соответствовать номинальному напряжению установки; рабочий ток утяжеленного режима I_утж через обмотку реактора не должен превосходить его номинального тока I_ном; сопротивление реактора x_р должно обеспечивать ограничение тока к.з. до требуемого уровня I_к,доп; потери напряжения в реакторе DU_р в нормальном режиме не должны превышать 1,5-2%; ударный ток I_уд,махпри к.з. за реактором не должен превосходить значения тока электродинамической стойкости I_эд,мах , а импульс квадратичного тока к.з. – гарантированного заводом значения.

Допускаемый ток к.з. у потребителя I_к2,доп определяют из рассмотрения значений тока электродинамической стойкости выключателей РП и тока термической стойкости кабелей распределительной сети (меньшее из них и определяет I_к2,доп).

Допускаемый ток к.з. в питающей сети (точка К3) обычно равен току термической стойкости головного участка кабеля I_тер,кб1.

Ток термической стойкости кабеля определяется следующим выражением:

где t_отк – время отключения к.з., равное сумме времени действия защиты и времени отключения выключателя, с; Т_а – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з., с (при к.з. за кабелем может быть принята 0,01с, при к.з. за реактором – 0,1с); s – поперечное сечение жилы кабеля, мм²; С – функция от Uном, типа и материала жил кабеля, .

По значениям допускаемых токов к.з. рассчитывают необходимые сопротивления реактора. Из условий ограничения тока к.з. в точках К2 и К3 до соответствующих двух требуемых значений получаем сопротивление реактора (в системе относительных единиц):

для точки К3

;

для точки К2

где Rкб1 и хкб1 – активное и индуктивное сопротивления кабеля кб1 питающей сети ( в о.е.).

Расчетным является большое значение, в Омах оно выразится следующим образом:

Последовательность расчета по выбору линейных реакторов рекомендуется следующая

1.Определяют допускаемые значения токов к.з. у потребителя и в питающей сети.

2.Оценивают значение расчетного сопротивления реактора.

3.Определяют число реакторов и рабочий ток утяжеленного режима (отказ одной секции ГРУ для ТЭЦ с поперечными связями или отключение одного блока для блочной ТЭЦ). По значению этого тока намечают Iном реактора, а по расчетному сопротивлению – его номинальное сопротивление.

Количество реакторов стараются выбрать возможно меньшим. При этом ограничивающими факторами являются: надежность электроснабжения потребителей, предельные значения номинального тока и сопротивления реакторов.

4.Проверяют допустимость потерь напряжения (в процентах U_ном) в нормальном режиме:

для одинарного реактора

;

для сдвоенного реактора

где k_св=М/L – коэффициент связи.

Если DU_р превосходят DU_доп, то в первую очередь проверяется возможность установки реакторов с меньшим сопротивлением, а если таких реакторов нет, то количество реакторов приходится увеличивать.

5.Уточняют значение тока к.з. за выбранным стандартным реактором и проверяют по этому току его термическую и электродинамическую стойкости.

Дата добавления: 2018-04-05; просмотров: 710; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 56

Мы поможем в написании ваших работ!