Курсовая работа (т): Разработка электротехнических решений для ГАЭС, установленной мощностью 200 МВт

;

.

tgφс.н.=0,62 принят исходя из средневзвешенного значения коэффициента мощности потребителей системы собственных нужд (электроприводы насосов, задвижек, заслонок, решёток и т.д.) равного cosφс.н=0,85.

Наивыгоднейшее напряжение (Uэн) предварительно определяется по эмпирической формуле:

, (10)

где L - длина линии, км;

Р - максимальная передаваемая одной ЛЭП мощность, МВт.

Для выдачи мощности 196 МВт на расстояние до 50 км желательно использовать стандартное напряжение 330 кВ как ближайшее к расчётному экономически целесообразному: (кВ)

Выдачу мощности ГАЭС целесообразно осуществлять на шины крупных узловых подстанций и тепловых электростанций. Проектируемую ГАЭС предлагается подключить к шинам ПС О-1 «Центральная», связанной существующей сетью 110; 330 кВ с Калининградской ТЭЦ-2, график нагрузки которых целесообразно регулировать при помощи пусков ГАЭС.

Схема присоединения ГАЭС к энергосистеме на напряжении 330 кВ представлена на рис. 9.

Рисунок 9 - Структурная схема присоединения ГАЭС к энергосистеме

4 Определение числа отходящих линий

Подход к выбору числа отходящих ВЛ зависит от следующих факторов:

значением выдаваемой мощности и перетока обменной мощности между узлами системы;

необходимости учёта резервирования пропускной способности оставшимися в работе линиями выдачи мощности при отключении одной из них.

Поскольку определение значений перетоков обменной мощности требует специального расчёта с учётом всей ОЭЭС, то за максимально возможную выдаваемую мощность примем установленную мощность АЭС с вычетом мощности потребителей собственных нужд.

Согласно табл. 4.3. /10/ предельная мощность передаваемая по линиям 330 кВ составит 270-450 МВт на расстояние до 700 км, а натуральная мощность составляет 360 МВт.

Минимальное количество ЛЭП 330 кВ по условиям обеспечения надёжности выдачи всей мощности равно двум.

Сечение проводов ЛЭП определяется по экономической плотности тока в нормальном режиме работы:

эк = Iн.р / Jэк , (11)

где Iнр - наибольший расчётный ток нормального режима;эк - экономическая плотность тока, принимаемая согласно мировым

тенденциям равной 0,5 А/мм2.

Наибольший расчётный ток (без учёта мощности потерь) вычисляется исходя из установленной мощности станции:

, (12)

где Рвыд - установленная мощность электростанции, кВт;

сosφном - номинальный коэффициент мощности генератора (приложение 1);- количество линий или цепей.

Утяжелённый режим характеризуется повышенным током, например при отключении одной из линий выдачи мощности.

 (13)

Рассчитаем сечения проводов линий выдачи мощности станции.

Наибольшие токи на одну линию (цепь):

сosφном=0,9 (для генератора мощностью 50 МВт);

Экономически целесообразное сечение проводов:эк = 185 / 0,5 = 370 (мм2) - принимаем провод марки 2АС-300/39.

Проверка по нагрузке аварийного режима:

утж=370 A < Iдоп=2*710=1420 A,

где Iдоп=1420 А - длительно допустимый ток для двух проводов АС-300/39 в расщепленной фазе ЛЭП 330 кВ, принятый по табл. 1.3.29 /8/.

5 Структурная электрическая схема

Структурной схемой определяются соединения между генераторами, трансформаторами и распределительными устройствами.

Структурная электрическая схема ГАЭС формируется по блочному принципу, без распределительного устройства генераторного напряжения. Высокая маневренность и переменный режим работы ГАЭС обуславливает применение укрупнённых и объединённых блоков (по 2 гидрогенератора на 1 трансформатор) с установкой генераторных выключателей и реверсивных разъединителей (см. рисунок 10).

Рисунок 10 - Структурная электрическая схема ГАЭС

В виду того, что ГАЭС выполняет особую функцию в энергосистеме, а задача питания местной нагрузки не ставилась, то распределительные устройства для подключения ЛЭП электроснабжения потребителей не предусматриваются.

Распределительное устройство собственных нужд (РУСН) 6 кВ предназначено для электроснабжения потребителей собственных нужд как в турбинном, так и в насосном режиме работы ГАЭС.

6 Выбор трансформаторов

В качестве блочных применяются двухобмоточные трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения и, что характерно для ГАЭС с обратимыми гидроагрегатами, с устройством регулирования напряжения под напряжением (РПН).

Выбор мощности трансформатора выполняется с учётом его нагрузочной способности, а также специфичности нагрузки (переток мощности через трансформатор в насосном режиме больше, чем в турбинном режиме). Для трансформатора блока «обратимый генератор - трансформатор» с ответвлением на собственные нужды формула для расчёта мощности выглядит следующим образом.

, (14)

где Рном.г и Qном.г - номинальные активная и реактивная мощности генератора,

МВт и Мвар;

Рс.н. и Qс.н. - активная и реактивная мощности потребителей собственных нужд,

МВт и Мвар.

Нагрузка ГАЭС и соответственно блочного трансформатора может иметь значительное понижение нагрузки (отключение одного из парных гидрогенераторов), поэтому можно учесть возможность систематических перегрузок без снижения срока службы.

 , (15)

где kп.сист - допустимый коэффициент систематических перегрузок, принимаемый по графикам нагрузочной способности, приведённым в стандарте /11/.

Выбор блочного трансформатора по формулам (1.5, 1.6).

;

Предварительно принимаем к установке блочный трансформатор ТРДЦН-125000/330-У1 - 330/11-11 кВ со схемой соединения Ун/Д-Д-11.

Для анализа среднего коэффициента загрузки (использования установленной мощности) трансформатора производится эквивалентирование графика нагрузки.

Эквивалентирование по /12/ графика нагрузки (рисунок 11) выполняется по формуле:

, (16)

, S2, Sm - нагрузка трансформатора по графику, МВА;

Δt - интервал времени, соответствующей усреднённой нагрузке.

Эквивалентный коэффициент нагрузки трансформатора по (16):

Так как Kэкв=0,76 < Kдоп=1,15 /табл.1.36, 12/ для θ=00С, то выбранный трансформатор обладает достаточной нагрузочной способностью.

Рисунок 11 - График нагрузки блочного трансформатора ГАЭС с обратимыми гидрогенераторами

7 Главная схема электростанции

На рисунке 12 представлена упрощённая схема поясняющая основные узлы электрической части ГАЭС.

РУ высшего напряжения выполняется по наиболее экономичной и надёжной схеме для четырёх присоединений (две линии и два трансформатора) - «четырёхугольник».

Пуск обратимого агрегата в турбинный режим производится так же как и пуск обычного гидроагрегата. Пуск в насосный режим сложнее и требует большего времени. Прямой пуск электродвигателя такой мощности приведёт к недопустимому снижению напряжения на шинах, к которым подключается машина. Проектом предусматривается пуск с помощью вспомогательного асинхронного электродвигателя с фазным ротором на одном валу с гидроагрегатом. Когда агрегат достигает подсинхронной частоты вращения, он возбуждается и входит синхронизм.

В цепях электрических машин установлены выключатели и по два параллельно соединенных разъединителя для изменения порядка чередования фаз (реверсирующие разъединители). В зависимости от режима агрегата (двигательный или генераторный) включают соответствующий разъединитель. Пуск агрегатов в насосный режим осуществляется асинхронными электродвигателями М мощностью 1 МВт, напряжением 6 кВ. Электроэнергию двигатели получают с шин РУСН-6кВ. Трансформаторы ТЗ, Т4 присоединены глухой отпайкой к блочным трансформаторам. Остальная нагрузка СН присоединяется к шинам низкого напряжения 0,4 кВ через понижающие трансформаторы Т5, Т6.

Построение схемы собственных нужд координируется с принятым способом запуска обратимых гидроагрегатов в насосный режим.

В данном проекте предусматривается пуск гидроагрегата при помощи вспомогательного асинхронного двигателя.

Рисунок 12 - Главная схема ГАЭС

Электроснабжение потребителей собственных нужд ГАЭС осуществляется переменным током напряжением 6 и 0,4 кВ. Оперативный ток - постоянный 220 В (данным проектом не разрабатываются)

Распределительные устройства собственных нужд как 6 кВ так и 0,4 кВ принимаются с одной системой сборных шин. Число секций РУСН-6кВ принимается равным числу блоков. Распределительное устройство 0,4 кВ также секционируется на две секции - по числу трансформаторов СН 6/0,4 кВ.

7.1 Выбор мощности трансформаторов собственных нужд

Номинальная мощность трансформаторов собственных нужд первой ступени (6 кВ) выбирается в соответствие с расчётной нагрузкой. При этом перегрузка трансформаторов не допускается в виду высоких требований надёжности. Расчётная мощность складывается из мощностей потребителей СН: двигателей для асинхронного пуска и трансформаторов второй ступени 6/0, 4кВ.

, (17)

Где ΣРД1, ΣQД1 - суммарные активная и реактивная мощности электродвигателей первой ступени напряжения, МВт, Мвар;

ΣР2, ΣQ2 - суммарные активная и реактивная мощности электроприёмников

второй ступени, МВт, Мвар.

При определении расчётной нагрузки двигателей используется расчётный переводной коэффициент, который определяется следующим образом:

, (18)

где kр - коэффициент разновремённости максимумов нагрузки двигателей;н.ср, ηср, cosφср - средние значения коэффициентов нагрузки, КПД, мощности двигателей.

Коэффициент разновременности по (16):

При курсовом проектировании удобно воспользоваться упрощённой формулой:

, (19)

где ΣРном.Д1 - сумма номинальных мощностей двигателей;

ΣSном.Т2 - сумма номинальных мощностей трансформаторов второй ступени 6/0,4 кВ.

Расчётная мощность трансформатора 11/6 кВ (Т3, Т4), с учётом 100% резервирования составит:

В расчёте принята стандартная мощность трансформаторов 6/0,4кВ (Т5, Т6) 1000кВА.

Предварительно принимается трансформатор типа ТМ-6300/10-У1 мощностью 6300 МВА, У/Д-11.

.2 Расчёт токов нормального и утяжелённого режимов

Цепи генераторов

Наибольший ток нормального режима принимается при загрузке генератора до номинальной мощности Pн, при номинальном напряжении Uн и коэффициенте мощности cosφн:

н.р = Pн / (√3Uнcosφн) (20)

Наибольший ток определяется при условии работы генератора в режиме двигателя и снижении напряжения на его зажимах на 5%:

утж = Pн / (√3·0,95·Uнcosφн) (21)

Расчёт по (20) и (21):н.р = 50·103/ (√3·11·0,9)=2916 (А);утж = 55·103 / (√3·0,95∙11·0,9)=3377 (А).

Цепи трансформаторов

Наибольший ток нормального режима принимается исходя из передачи номинальной мощности трансформатора:

н.р = Sн / (√3Uн) (22)

Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима принимается с учётом длительно допустимых систематических перегрузок:

утж = Kп.сист·Iн.р , (23)

где Kп.сист - допустимый коэффициент загрузки трансформатора при систематической перегрузке, принимается в соответствии со стандартом /11/.

Расчёт по (22) и (23):

)Трансформаторы Т1, Т2:

 - принимается 0,5 мощности, так как

обмотка НН трансформатора расщеплена;

;

;

.

)Трансформаторы Т3, Т4 11/6 кВ:

;

;

;

.

3)Трансформаторы Т5, Т6 6/0,4 кВ

;

;

;

.

Цепи секционных, шиносоединительных выключателей, сборные шины распределительных устройств

Расчётный ток нормального режима определяется с учётом токораспределения по шинам при наиболее неблагоприятном эксплуатационном режиме. Такими режимами являются: отключение части генераторов, перевод отходящих линий на одну систему шин, а источников питания - на другую. Обычно ток, проходящий по сборным шинам, секционному и шиносоединительному выключателям, не превышает расчётного тока самого мощного генератора или трансформатора, присоединённого к этим шинам.

Отходящие линии 330 кВ

Выбор количества и сечений отходящих ВЛ на напряжении 330кВ выполнен в разделе 1.3.

;

.

8 Расчёт токов короткого замыкания

Для проверки проводников и аппаратов любого присоединения по аварийному режиму определяются расчётные условия короткого замыкания (КЗ): составляется расчётная схема, схема замещения, намечаются места расчётных точек КЗ, определяется расчётное время протекания тока КЗ.

Расчётная схема составляется для нормального режима работы с учётом режимных мер по ограничению токов КЗ.

Схема замещения составляется для начального момента тока КЗ и поэтому все источники вводятся в неё своими сверхпереходными параметрами.

Расчётная схема представлена на рисунке 13, а схема замещения - на рисунке 14.

Рисунок 13 - Схема расчётная