ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА КЭС. Схема кэс

Аннотация

Записка 176 стр., 57 рис., 36 табл.

В данном проекте,в соответствии с заданием,спроектирована конденсационная электростанция мощностью 4000 МВт.

В разделе №1 проведен расчет принципиальной тепловой схемы и выбрано вспомогательное оборудование тепловой схемы. В разделе №2 проведено сравнение возможных вариантов структурной схемы станции и выбран вариант структурной схемы станции. В разделе №3проведено сравнение и выбор вариантов схем распределительных устройств на напряжение 500 кВ и 220 кВ. В разделе №4 был проведен расчет токов короткого замыкания и выбор электрооборудования. В разделе №5 проведен выбор схемы собственных нужд. В разделе №6 осуществлен выбор релейной защиты основных элементов блока. В разделе №7 осуществлен расчет технико-экономических показателей КЭС. Раздел №8 посвящён вопросам безопасности персонала. Раздел №9 посвящён исследовательскому вопросу, а именно, анализу эффективности использования батарей конденсаторов большой ёмкости.

Введение

Электроэнергетика является базовой отраслью экономики России, её потенциал полностью покрывает потребности народного хозяйства и населения страны электрической энергией, а также экспорт электроэнергии.

Рост потребления электроэнергии – одна из основных тенденций развития мировой экономики. В соответствии с прогнозом Международного энергетического агентства, к 2025 году потребление электроэнергии в мире вырастет до 26 трлн. кВтч по сравнению с 14,8 трлн. кВт∙ч в 2003 году. При этом установленная мощность электростанций вырастет с 3400 ГВт в 2003 году до 5500 ГВт в 2025 году.

Электростанции являются одним из важных элементов электроэнергетической энергосистемы и единственно возможным источником большой генерирующей мощности. Таким образом, их проектирование является неотъемлемой частью развития ЭЭС в целом. В период с 1991 г. только 19 субъектов РФ имели избыточную электроэнергию, 13 регионов были самобалансирующими, а в остальных 57 регионах электроэнергия в дефиците.

В связи с выявленным дефицитом в энергоснабжении потребителей в европейском регионе и согласно долгосрочному планированию в энергетике,намечено строительство конденсационной электростанции (КЭС). На новой КЭС намечается к установке восемь энергоблоков мощностью 500 МВт каждый. Суммарная установленная мощность КЭС при полном развитии составит 4000 МВт. В качестве основного топлива планируется использоваться природный газ, в качестве резервного – мазут. Электростанция предназначена для электроснабжения крупного промышленного района, который получает по линиям электропередач 220 кВ. На напряжении 500 кВ станция связана с энергосистемой.

Все финансово-экономические расчеты, связанные с реализацией энергетической продукции потребителям,подтверждают необходимость и выгодность строительства станции.

Выбор тепловой схемы и основного теплотехнического оборудования

1.1. Расчёт принципиальной тепловой схемы кэс

1.1.1. Общие сведения

Принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции определяет основное содержание технологического процесса преобразования и использования тепловой энергии на электростанции. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в этом процессе: котельный и турбинный агрегаты с электрическим генератором и конденсатором; теплообменники - для отпуска тепла внешним потребителям (сетевые подогреватели, паропреобразователи), для использования пара, отработавшего в турбине, внутри электростанции (регенеративные подогреватели), для очистки питательной и добавочной воды от агрессивных газов (деаэраторы). Помимо перечисленного выше оборудования ПТС включает также насосы для перекачки рабочего тела: питательные насосы котлов и паропреобразователей; конденсатные насосы турбин, сетевых и регенеративных подогревателей.

Теплоэнергетическое оборудование на принципиальной тепловой схеме показывают вместе с линиями (трубопроводами) пара, воды, конденсата и других теплоносителей, связывающих это оборудование в единую установку. Принципиальная тепловая схема изображается как одноагрегатная и однолинейная схема; резервное оборудование в эту схему не включается. ПТС показывает лишь принципиальные связи между оборудованием, необходимые для осуществления основного технологического процесса. Принципиальная тепловая схема КЭС, ввиду блочной структуры электростанции, является ПТС энергоблока.

Принципиальная тепловая схема энергоблока с турбиной К-500-23,5-4 представлена на рис.1.1. Нижний ПВД подсоединён по схеме Никольного-Рикара. В схеме имеются восемь регенеративных отборов. Теплофикационная нагрузка равна 16,7 МВт. Подогреватель ПНД-6 имеет встроенный охладитель дренажа (на схеме не показан). Давление в деаэраторе 0,68 МПа. Паровая турбина состоит из следующих цилиндров: ЦВД, ЦСД и двух ЦНД. Четыре выхлопных патрубка ЦНД соединены с конденсатором. Конденсатор турбины состоит из двух корпусов. Охлаждающая вода проходит внутри трубок последовательно через каждый корпус конденсатора. Пар поступает в две секции конденсатора.

Рис. 1.1. Принципиальная тепловая схема энергоблока 500 МВт, с турбоустановкой К-500-23,5-4

studfiles.net

5 -4. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ КЭС И АЭС

5 -4. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ КЭС И АЭС а) Требования к схемам мощных тепловых электростанций Мощность генераторов, установленных на тепловых электростанциях, неуклонно возрастает. Освоены в эксплуатации блоки 500, 800 МВт, осваиваются блоки 1200 МВт. Установленная мощность современных КЭС достигает нескольких миллионов киловатт. На шинах таких электростанций осуществляется связь между несколькими электростанциями, происходит переток мощности из одной части энергосистемы в другую. Все это приводит к тому, что крупные КЭС играют очень ответственную роль в энергосистеме.

К схеме электрических соединении КЭС помимо общих предъявляются и другие специфические требования: 1. Главная схема должна выбираться на основании утвержденного проекта развития энергосистемы, т. е. должны быть согласованы напряжения, на которых выдается электроэнергия, графики нагрузки на этих напряжениях, схема сетей и число отходящих линии, допустимые токи КЗ на повышенных напряжениях, требования в отношении устойчивости и секционирования сетей, наибольшая допустимая потеря мощности по резерву в энергосистеме и пропускной способности линий электропередачи.

2. На электростанциях с блоками 300 МВт и более повреждение или отказ любого выключателя, кроме шиносоединительного и секционного, не должны приводить к отключению более одного энергоблока и одной или нескольких линий, если при этом сохраняется устойчивость энергосистемы. При повреждении секционного или шиносоединительного выключателя допускается потеря двух блоков и линий, если при этом сохраняется устойчивость энергосистемы. При совпадении повреждения или отказа одного выключателя с ремонтом другого также допускается потеря двух блоков. 3. Повреждение или отказ любого выключателя не должны приводить к нарушению транзита через типы электростанции. 4. Энергоблоки, как правило, следует присоединять через отдельные трансформаторы и выключатели на стороне повышенного напряжения.

6. Ремонт выключателей напряжением 110 к. В и выше должен быть возможным без отключения присоединения. 7. Схемы РУ ВН должны предусматривать возможность секционирования сети или деления электростанции на самостоятельно работающие части с целью ограничения токов КЗ. 8. При питании от данного РУ двух пускорезервных трансформаторов собственных нужд должна быть исключена возможность потери обоих трансформаторов при повреждении или отказе любого выключателя. Все перечисленные требования в равной степени относятся к современным атомным электростанциям, на которых устанавливаются мощные блоки по 500 и 1000 МВт. Главная схема должна удовлетворять режимным требованиям энергосистемы, обеспечивать минимальные расчетные затраты.

Схемы блоков генератор—-трансформатор и генератор— трансформатор—линия Как было показано, схемы выдачи электроэнергии КЭС и АЭС характерны блочным соединением генераторов с трансформаторами. Рассмотрим более подробно схемы блоков генератор — трансформатор (рис. 5 -18).

Рис. 5 -18. Схемы блоков генератор —трансформатор. а, д — блоки с двухобмоточными трансформаторами; б — блок с автотрансформатором; в — объединенный блок; г — блок с генератором 1200 МВт.

В блоке с двухобмоточным трансформатором выключатели на генераторном напряжении, как правило, отсутствуют (рис. 5 -18, а). Включение и отключение блока в нормальном и аварийном режимах производится выключателем В 1 со стороны повышенного напряжения. Соединение генератора с блочным трансформатором и отпайка к трансформатору с. н. выполняются закрытыми комплектными токопроводами с разделенными фазами, которые обеспечивают высокую надежность работы, исключая междуфазные КЗ. Поэтому никакой коммутационной аппаратуры между генератором и повышающим трансформатором не предусматривается. При повреждении в трансформаторе с. н. необходимо отключение всего блока. Данная схема принята как типовая для блоков мощностью 160 МВт и более.

На рис. 5 -18, б показана схема блока генератора с автотрансформатором. Такая схема применяется при наличии двух повышенных напряжений на КЭС или АЭС. При повреждении в генераторе отключается выключатель В 3, связь между двумя РУ повышенного напряжения сохраняется. При повреждении на шинах напряжением 110— 220 к. В или 500— 750 к. В отключится В 2 или В 1 соответственно, а блок останется работать на шины напряжением 500— 750 или 110 — 220 к. В. В некоторых случаях с целью удешевления конструкции РУ напряжением 330— 750 к. В применяется объединение двух блоков с отдельными трансформаторами под общий выключатель В 1 (рис. 5 -18, в). Выключатели В 2, В 3 необходимы для включения генераторов на параллельную работу и обеспечивают большую надежность, так как при повреждении в одном из генераторов второй генератор сохраняется в работе.

Генераторы 1200 МВт, имеющие две независимые обмотки статора (шестифазная система), соединяются в блок с повышающим трансформатором с двумя обмотками НН: одной, соединенной в треугольник, а другой — в звезду для компенсации сдвига в 30° между двумя обмотками статора (рис. 5 -18, г). В ряде случаев применяются блоки с генераторным выключателем (рис. 5 -18, д). Отключение и включение генератора осуществляется выключателем В (или выключателем нагрузки ВН), при этом не затрагивается схема на стороне ВН, что особенно важно для кольцевых схем или схем с 3/2 и 4/3 выключателя на цепь. Такие схемы применяются для блоков, которые участвуют в регулировании графика нагрузки энергосистемы, а также в схемах генератор— трансформатор—линия (ГТЛ) без выключателей между трансформатором и линией ВН.

Схемы ГТЛ применяются, если число линий равно числу блочных трансформаторов. Линии ВН присоединяются к ближайшей районной подстанции, распределительное устройство ВН на электростанции в этом случае не сооружается. Указанные схемы имеют существенный недостаток — при повреждении линии блок отключается на все время ремонта линии. Для устранения этого недостатка применяются схемы ГТЛ с уравнительной системой шин. На рис. 5 -19 показана схема ГТЛ для четырех блоков и четырех линий с уравнительной системой шин, секционированной на две части. Ответвления от блоков к уравнительной системе шин выполнены непосредственно за повышающими трансформаторами и снабжены выключателями В 2, В 4 и т. д.

Рис. 5 -19. Схема блоков генератор — трансформатор — линия с уравнительной системой шин.

Типовые схемы мощных КЭС и АЭС На современных КЭС и АЭС устанавливаются блоки 500, 800 1000, 1200 МВт. Выдача электроэнергии производится на напряжении 220, 330, 500, 750 к. В. Ниже приведены примеры типовых схем. На рис. 5 -20 показана схема КЭС с восемью блоками по 300 МВт и установкой блока 1200 МВт при расширении. Блоки 1, 2, 3 выдают электроэнергию в РУ 220 к. В, выполненное по схеме с двумя рабочими и обходной СШ. В процессе развития электростанции при увеличении числа присоединений к шинам 220 к. В одна СШ секционируется. Блок 4 с автотрансформатором связывает РУ 220 к. В и 500 к. В. Объединенные блоки 6, 5 и 7, 8 выдают электроэнергию в РУ 500 к. В, выполненное по схеме шестиугольника, а при развитии и установке блока 1200 МВт — по схеме 3/2 выключателя на присоединение (на рис. 5 -20 расширение схемы показано пунктиром).

Рис. 5 -20. Схема КЭС (8 300 + 1 1200) МВт.

На рис. 5 -21 показана схема КЭС с шестью блоками по 800 МВт. РУ 330 к. В выполнено по схеме 4/3 выключателя на присоединение. РУ 750 к. В выполнено по схеме шестиугольника с возможностью перехода на схемы 3/2 или 4/3 выключателя на присоединение при увеличении числа цепей. Значительное уменьшение числа выключателей в РУ ВН может быть достигнуто при отказе от установки автотрансформатора связи, что, однако, возможно лишь при наличии соответствующих связей в сетях данного района энергосистемы.

Рис. 5 -21. Схема КЭС (6 800) МВт.

На рис. 5 -22 приведен пример схемы АЭС с двумя атомными реакторами по 1000 МВт. На первом этапе развития АЭС на один реактор установлено два турбогенератора по 500 МВт. Поскольку эти турбогенераторы по технологической части объединены в пределах одного реактора, то и в электрической части применен объединенный блок ГТ. На следующих этапах устанавливаются моноблоки по 1000 МВт. РУ 330 и 750 к. В выполнены по схеме квадрата с возможностью перехода при увеличении числа присоединений к схеме 3/2 выключателя на цепь. Резервные трансформаторы с. н. присоединены к автотрансформатору связи и независимому источнику по линиям 110 к. В.

Рис. 5 -22. Схема АЭС — 2000 МВт.

5 -5. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ТЭЦ а) Схемы ТЭЦ со сборными шинами генераторного напряжения Как было рассмотрено, на ТЭЦ предусматривается ГРУ, к которому присоединяются линии 6— 10 к. В для питания близкорасположенных потребителей. Более удаленные потребители могут получать питание по линиям 35— 110 к. В. Главные схемы ТЭЦ проектируются в тесной увязке со схемами распределительных сетей и схемами электроснабжения промышленных предприятий.

Применение одиночной или двойной системы шин на генераторном напряжении определяется исключительно схемой распределительных сетей на этом напряжении, т. е. наличием или отсутствием сетевого резерва. Схемы на стороне повышенного напряжения определяется числом и характером отходящих линий. Распространена схема ТЭЦ с двумя системами шин на стороне генераторного и высшего напряжения; на среднем напряжении (35 к. В) осуществляется питание удаленных потребителей. Схема такой ТЭЦ представлена на рис. 5 -23. Генераторы Г 1, Г 2, Г 3 работают на сборные шины 6— 10 к. В, которые связаны с шинами 35 и 110 к. В с помощью трехобмоточных трансформаторов Т 1, Т 2. На стороне 35 к. В из-за небольшого числа линий и малой ответственности потребителей принята одиночная секционированная система шин. Питание потребителей на стороне генераторного напряжения осуществляется через групповые реакторы.

Рис. 5 -23. Схема ТЭЦ мощностью 180 МВт (3 60 МВт).

При росте тепловых нагрузок на ТЭЦ могут быть установлены турбогенераторы мощностью 120 МВт и более. Такие турбогенераторы к сборным шинам генераторного напряжения (6— 10 к. В) не присоединяется, так как, во-первых, это резко увеличит токи КЗ, а во-вторых, номинальные напряжения этих генераторов 15, 75; 18 к. В отличаются от напряжения распределительных сетей. Мощные генераторы соединяются в блоки, работающие на шины 110— 220 к. В.

Схемы блочных ТЭЦ Рост единичной мощности турбогенераторов (120, 250 МВт), привел к широкому распространению блочных схем. В схеме, изображенной на рис. 5 -24, потребители 6— 10 к. В получают питание реактированными отпайками от генераторов Г 1, Г 2, более удаленные потребители питаются через подстанции глубокого ввода от шин 110 к. В. Параллельная работа генераторов осуществляется на высшем напряжении, что уменьшает ток КЗ на стороне 6— 10 к. В. Как всякая блочная схема, такая схема дает экономию оборудования, а отсутствие громоздкого ГРУ позволяет ускорить монтаж электрической части. Потребительское КРУ имеет две секции с АВР на секционном выключателе. В цепях генераторов для большей надежности электроснабжения устанавливаются выключатели В 1, В 2. Трансформаторы связи Т 1, Т 2 должны быть рассчитаны на выдачу всей избыточной активной и реактивной мощности и обязательно снабжаются РПН.

В 3 В 4 Рис. 5 -24. Схема блочной ТЭЦ.

На трансформаторах блоков Г 3, Г 4 предусмотрено устройство РПН, позволяющее обеспечить соответствующий уровень напряжения на шинах 110 к. В при выдаче резервной реактивной мощности ТЭЦ, работающей по тепловому графику. Наличие РПН у этих трансформаторов позволяет уменьшить колебания напряжения в установках с. н. При дальнейшем расширении ТЭЦ устанавливаются турбогенераторы Г 5, Г 6, соединенные в блоки ГТЛ. Линии 220 к. В этих блоков присоединяются к близлежащей районной подстанции. На стороне 220 к. В ТЭЦ выключатели не установлены, отключение линии производится выключателем районной подстанции. Отключение генераторов производится выключателями В 3, В 4.

5 -6. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ Особенности ГЭС При выборе главных схем гидроэлектростанций необходимо учитывать их особенности. Как правило, ГЭС сооружаются вдали от потребителей, а поэтому вся мощность выдается на одном или двух повышенных напряжениях. Эта особенность ГЭС позволяет применить блочное соединение генератор—трансформатор, не предусматривая сборных шин генераторного напряжения. Увеличение установленной мощности ГЭС практически исключается, так как она проектируется по максимальному водотоку. Вследствие этого число линий высокого напряжения обычно не увеличивается, а поэтому расширения РУ высокого напряжения не требуется. Эта особенность ГЭС позволяет широко применять схемы многоугольников, сдвоенных квадратов, схемы с 3/2 и 4/3 выключателя на цепь.

Многие ГЭС работают в пиковом режиме, поэтому агрегаты часто включаются и отключаются, что требует предусматривать выключателей на генераторном напряжении. ГЭС, как правило, сооружаются в местах со сложной топографией и ограниченной площадью для сооружения РУ ВН и выхода линий. Поэтому применяются простые схемы с наименьшим числом выключателей. Повышающие трансформаторы на ГЭС устанавливаются на стороне нижнего или верхнего бьефа, в условиях ограниченной площадки. Это вызывает необходимость сооружения укрупненных блоков: два—три генератора на один повышающий трансформатор. Собственные нужды ГЭС менее ответственны, чем на тепловых электростанциях, и потребляют значительно меньшую мощность, что влияет на схему питания с. н. ГЭС.

Схемы мощных ГЭС Для мощных ГЭС характерно применение укрупненных блоков (рис. 5 -25), позволяющих уменьшить количество повышающих трансформаторов и число линий связи с ОРУ ВН. Конструкция самого ОРУ ВН также упрощается за счет меньшего числа присоединений. Выключатели В 1, В 2 используются для включения и отключения генератора. В качестве этих выключателей могут быть использованы упрощенные по конструкции выключатели нагрузки, в этом случае при повреждении в одном из генераторов отключается весь блок. На мощных ГЭС выдача электроэнергии может производиться на двух повышенных напряжениях, связь между которыми обычно осуществляется с помощью автотрансформаторов.

Рис. 5 -25. Схема мощном ГЭС.

На повышенных напряжениях мощных ГЭС при значительном числе присоединений применяются схемы с 3/2 и 4/3 выключателя на цепь. На действующих ГЭС значительно чаще, чем на тепловых электростанциях применяются кольцевые схемы: трех-, четырех-, пяти- и шестиугольник. В приведенной схеме ГЭС (рис. 5 -25) ОРУ 500 к. В выполнено по схеме двух четырехугольников, соединенных выключателями ВС 1 и ВС 2. В отношении вывода в ремонт выключателей, шин, разъединителей схема обладает такой же гибкостью, как кольцевая. Отключение линии производится двумя выключателями, отключение блока — тремя. После отделения повредившегося блока разъединителем схему можно восстановить, включив отключившиеся выключатели.

Несколько снижается надежность схемы при совпадении аварии в одном из блоков, например, в первом и отказе в работе выключателя ВС 1, так как при этом отключаются все выключатели верхнего ряда, т. е. отключенным окажется не только первый, но и третий блок. Однако восстановить нормальную работу после отсоединения повредившегося блока нетрудно. Такая схема экономична, в ней десять выключателей на восемь присоединений. Если шины ВН гидроэлектростанции не являются коммутационным узлом энергосистемы, то рекомендуются упрощенные схемы: ГТЛ, простые и двойные мостики, шины — линия, шины — трансформатор (см. рис. 5 -30). При большем числе присоединений на стороне 110, 220 к. В ГЭС применяют схемы с одной или двумя рабочими и обходной системами шин. Схемы мощных ГЭС во многом сходны со схемами блочных ТЭС.

Рис. 5 -30. Схема узловой подстанции.

5 -7. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЙ а) Общие сведения Главная схема электрических соединений подстанции выбирается с учетом схемы развития электрических сетей энергосистемы или схемы электроснабжения района. По способу присоединения к сети все подстанции можно разделить на тупиковые, ответвительные, проходные, узловые.

Тупиковая подстанция — это подстанция, получающая электроэнергию от одной электроустановки по одной или нескольким параллельным линиям. На рис. 1 -1 —это подстанции Г, И, К. Ответвительная подстанция присоединяется глухой отпайкой к одной или двум проходящим линиям (на рис. 1 -1 — подстанция Д). Проходная подстанция включается в рассечку одной или двух линий с двусторонним или односторонним питанием (на рис. 1 - 1 —это подстанция Ж). Узловая подстанция — это подстанция, к которой присоединено более двух линий питающей сети, приходящих от двух или более электроустановок (на рис. 1 -1 —подстанции А, Б, В).

Рис. 1 -1. Принципиальная схема энергосистемы.

По назначению различают потребительские и системные подстанции. На шинах системных подстанций А, Б (рис. 1 -1) осуществляется связь отдельных районов энергосистемы или различных энергосистем. Как правило, это подстанции с высшим напряжением 750— 220 к. В. Потребительские подстанции В, Г, Д, Е (см. рис. 1 -1) предназначены для распределения электроэнергии между потребителями.

Схема подстанции тесно увязывается с назначением и способом присоединения подстанции к питающей сети и должна: • обеспечить надежность электроснабжения потребителей подстанции и перетоков мощности по межсистемным или магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режиме, учитывать перспективу развития; • допускать возможность постепенного расширения; • учитывать требования противоаварийной автоматики; • обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединении. На подстанциях рекомендуется применение простейших схем с минимальным числом выключателей высокого напряжения.

Схемы тупиковых и ответвительных подстанций Тупиковые и ответвительные подстанции выполняются по упрощенным схемам без выключателей высокого напряжения. Однотрансформаторная подстанция может присоединяться к питающей сети по схеме блок трансформатор — линия с установкой КЗ и ОД. Подстанции 35— 110 к. В с двухобмоточными трансформаторами небольшой мощности (до 6300 к. ВА) могут иметь на стороне ВН только предохранитель и разъединитель.

Рис. 5 -11. Схемы блоков трансформатор — линия. а — с выключателем; б — без выключателя.

Двухтрансформаторные подстанции на стороне ВН снабжаются автоматической или неавтоматической перемычкой (рис. 5 -26). В автоматической перемычке (рис. 5 -26, а) установлен разъединитель и отделитель двустороннего действия. Нормально Р 3 включен, а ОД 3 отключен, так как режим работы двух линий на один трансформатор через включенную перемычку недопустим: при повреждении в одной из параллельных линий релейная защита отключит обе линии. Аварийное отключение линии происходит гораздо чаще, чем трансформаторов. В этом случае и используется перемычка. Так, при устойчивом КЗ на линии Л 1 отключается выключатель В 1 на питающем конце, защитой минимального напряжения отключается выключатель В 3, а затем отделитель ОД 1. Для восстановления в работе трансформатора Т 1 автоматически включается отделитель ОД 3 в перемычке, а затем выключатель В 3. Таким образом, на подстанции будут работать оба трансформатора и одно из ответвлений к транзитной линии Л 2.

Рис. 5 -26. Схемы двухтрансформаторных ответвительных подстанций. а — с автоматической перемычкой; б — с неавтоматической перемычкой.

Возможно применение схемы с ремонтной перемычкой из двух разъединителей Р 3, Р 4, один из которых в нормальном режиме отключен (рис. 5 -26, б). Если линия выводится в ремонт, то действиями дежурного персонала подстанции или оперативной выездной бригадой отключается Р 1, включается перемычка Р 3, Р 4 и трансформатор Т 1 ставится под нагрузку включением В 3 с последующим отключением ВС. В этой схеме возможно питание Т 1 от линии Л 2 при ремонте Л 1 (или Т 2 от линии Л 1). Для увеличения надежности работы таких подстанций отделители и короткозамыкатели открытого исполнения заменяются отделителями и короткозамыкателями с элегазом.

Схемы проходных подстанций Если подстанция включена в рассечку линии с двусторонним питанием, то в цепях трансформаторов устанавливаются отделители, а в перемычке — выключатель (рис. 5 -27). В нормальном режиме выключатель В 1 включен, ремонтная перемычка разомкнута разъединителем Р 3 или Р 4. При повреждении Т 1 включается К 31, отключается В 1, а затем В 2 на опорной подстанции А. В бестоковую паузу отключится отделитель ОД 1, затем включаются В 1 и В 2. Переток мощности не нарушен, трансформатор отключен. При повреждении на одной линии, например Л 2, отключится В 1, затем В 3 на опорной подстанции Б. Если АПВ линии оказалось неуспешным, отключится В 5, и действием АВР будет включен выключатель ВС. Таким образом, электроснабжение потребителей не нарушится. При необходимости ревизии выключателя В 1 включается перемычка Р 3, Р 4, через которую осуществляется переток мощности.

Рис. 5 -27. Схема проходной подстанции с выключателем в перемычке.

На проходных подстанциях возможно также применение схем мостика с выключателями (см. рис. 5 -12). В сетях 220— 330 к. В применяют также кольцевые схемы, обеспечивающие более высокую надежность и оперативную гибкость. В отличие от схемы по рис. 5 -13, б трансформаторы (автотрансформаторы) присоединяются через отделители в вершинах четырехугольника (рис. 5 -29): АТ 1 соединен в блок с Л 1, АТ 2 — в блок с Л 4. Линии Л 1, Л 4 — радиальные, линии Л 2, Л 3 -транзитные. В цепях линий могут устанавливаться отделители или разъединители с дистанционным приводом. Это позволит восстановить работу схемы на стороне 220— 330 к. В после отключения поврежденной линии.

Рис. 5 -12. Схемы мостиков с выключателями. а — перемычка в сторону трансформаторов; б — перемычка в сторону линий.

Рис. 5 -13. Кольцевые схемы. а — схема треугольника; б — схема четырехугольника; в — схема шестиугольника.

Рис. 5 -29. Схема расширенного четырехугольника.

Схемы мощных узловых подстанций На шинах 330— 750 к. В узловых подстанций осуществляется связь энергосистем, поэтому к схемам на стороне ВН предъявляют повышенные требования в отношении надежности. Как правило, в этом случае применяют схемы с многократным присоединением линий: кольцевые схемы, схемы 3/2 выключателя на цепь и схема шины — трансформатор. На рис. 5 -30 показана схема мощной узловой подстанции. На стороне 330 — 500 к. В применена схема шины — автотрансформатор. В цепи каждой линии — два выключателя, автотрансформаторы присоединяются к шинам без выключателя (устанавливаются разъединители с дистанционным приводом или отделители). При повреждении АТ 1 отключаются все выключатели, присоединенные к 1 СШ, работа линии 330 -500 к. В при этом не нарушается. После отключения АТ 1 со всех сторон отключается дистанционно разъединитель Р 1 и схема со стороны ВН восстанавливается включением всех выключателей 1 СШ.

Рис. 5 -30. Схема узловой подстанции.

В зависимости от числа линий 330— 500 к. В примененяют кольцевые схемы или схемы 3/2 выключателя на цепь. На стороне среднего напряжения 110— 220 к. В мощных подстанций применяется схема с одной рабочей и обходной системой шин при количестве одиночных линий до шести, а параллельных до десяти. При большем числе линий применяется схема с двумя рабочими и обходной СШ. При выборе схемы на стороне НН в первую очередь решается вопрос об ограничении тока КЗ. Для этой цели можно применять трансформаторы с повышенным значением uк, трансформаторы с расщепленной обмоткой НН или устанавливать реакторы в цепи трансформатора. В схеме, показанной на рис. 5 -30, на стороне НН установлены сдвоенные реакторы. Синхронные компенсаторы с пусковыми реакторами присоединены непосредственно к выводам НН автотрансформаторов. Присоединение мощных СК к шинам 6— 10 к. В привело бы к недопустимому увеличению токов КЗ.

present5.com

Разработка принципиальной схемы КЭС и выбор электрооборудования (количество и мощность генераторов = 6×320 МВт)

Министерство общего и профессионального образования

Российской Федерации

Новосибирский Государственный Технический Университет

Кафедра электрических станций

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

Разработка принципиальной схемы КЭС и выбор электрооборудования

Факультет : ФЭН

Группа: ЭТЗ – 91у

Студент: Шмидт А.И.

Преподаватель: Виштебеев В.И.

Отметка о защите:

г. Новосибирск

2002 год

Содержание:

Исходные данные………………………………………………………………………………..3
Разработка структурной схемы КЭС…………………………………………………………...4
Выбор генераторов, трансформаторов и автотрансформаторов……………………………...6
Расчёт токов трёхфазного К.З………………………………………………………….………..9
Расчёт токов однофазного К.З…………………………………………………………………..18
Результаты расчётов токов К.З………………………………………………………………….24
Выбор аппаратов. Выбор выключателей……………………………………………………….25
Выбор схем распределительных устройств среднего и высшего напряжений………...……27
Выбор измерительных трансформаторов токов и напряжения……………………………….28

10. Используемая литература……………………………………………………………………….29

Исходные данные

Генераторы: 6320

Система:

Напряжение 500 кВ

Количество и длина связи 2210 км

Аварийный резерв:640 МВт

Нагрузка потребителей на 220 кВ:

Напряжение 220 кВ

Число и мощность 8150 МВт

Коэффициент одновременности 0,85

Коэффициент мощности 0,92

Дополнительные исходные данные:

Число часов использования максимума нагрузки генераторов 6000 часов;

Число часов использования максимума нагрузки потребителей 5000 часов;

Коэффициент мощности нагрузки собственных нужд равен генератора;

Все потребители относятся к 1 и 2 категориям

Максимальная мощность собственных нужд составляет 8% от суммарной мощности генераторов станции.

2.Разработка структурной схемы КЭС.

Вся электростанция за вычетом расхода на собственные нужды выдаётся в сети повышенного напряжения 220 и 500 кВ. Связь электростанций с системой осуществляется через распределительное устройство высшего напряжения (500 кВ), с потребителями через РУ 220 кВ. Количество блоков генератор – повышающий трансформатор, подключенных на шины высшего и среднего напряжений определяется числом и мощностью потребителей на среднем напряжении.

Максимальная суммарная нагрузка, присоединённая к шинам среднего напряжения, составляет:

МВт

МВа

Для выдачи с шин 220 кВ такой мощности к ним должны быть подключены минимум 4 генератора мощностью 320 МВт.

Распределительные устройства высокого напряжения связаны с помощью двух автотрансформаторов.

Присоединить генератор к низкой стороне автотрансформатора невозможно, т.к. невозможно из – за его большей мощности.

Установить только один АТ нельзя, т.к. при его аварийном отключении и минимальной нагрузке потребителей генераторы должны выдавать меньше половины своей мощности, что недопустимо.

Два варианта структурной схемы станции:

3.Выбор генераторов, трансформаторов и автотрансформаторов.

Генераторы выбираются по номинальной мощности (320 МВт)

ТВВ – 320 – 2ЕУЗ – турбогенератор единой унифицированной серии, мощностью 320 МВт, двухполюсный, с водородно – водяным охлаждением обмоток, предназначен для работы в районах с умеренным климатом в закрытых помещениях с естественной вентиляцией.

n = 3000 об/мин

S = 375 МВа

Р = 320 МВт

U = 20 кВ

=0,85

IН = 10,9 кА

Система возбуждения:

ТН – тиристорная система независимого возбуждения с возбудителем переменного тока.

Возбудитель ВТ – 4000 – 2УЗ

= 447 В

= 2900 А

Система охлаждения

Обмотки статора – водяное

Стали статора – водородное

Обмотки ротора – водородное

Сопротивление:

= 0,173 о.е.;

Х2 = 0,211 о.е.;

Мощность блочных трансформаторов определяется мощностью генераторов за вычетом собственных нужд

МВа

Выбраны блочные трансформаторы для РУ 500 кВ: ТЦ 400000/500 трансформатор с принудительной циркуляцией воды и масла, с ненаправленным потоком масла

Номинальные данные:

UВН = 525 кВ;

UНН = 20 кВ;

РХ = 315 кВт;

РКЗ = 790 кВт;

UК = 13%;

S = 400 МВа;

Для РУ 220 кВ; ТЦ – 400000/220 – 71 У1

S = 400 МВа;

UВН = 242 кВ;

UНН = 20 кВ;

РХ = 330 кВт;

РКЗ = 880 кВт;

UК = 11%;

Система собственных нужд КЭС получает напряжение от отпаек генераторов G1 – G6 через понижающие трансформаторы .

Часть двигателей стации имеет номинальное напряжение 6 кВ, поэтому выбраны трансформаторы с напряжением на вторичной обмотке 6,3 кВ; выбор трансформаторов с расщепленной вторичной обмоткой позволяет ограничить токи к.з.

vunivere.ru

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА КЭС — Мегаобучалка

На КЭС котлы и турбины соединяются в блоки: котел—турбина (моноблоки) или два котла—турбина (Дубль-блоки). Общая принципиальная технологическая схема конденсационной тепловой электростанции КЭС (ГРЗС) представлена на рис. 1.7.

К топке парового котла ПК (рис. 1.7) подводится топливо: газообразное ГТ, жидкое ЖТ или твердое ТТ. Для хранения жидкого и твердого топлив имеется склад СТ. Образующиеся при сжигании топлива нагретые газы отдают тепло поверхностям котла, подогревают воду, находящуюся в котле, и перегревают образовавшийся в нем пар. Далее газы направляются в дымовую трубу Дт и выбрасываются в атмосферу. Если на электростанции сжигается твердое топливо, то газы до поступления в дымовую трубу проходят через золоуловители ЗУ в целях охраны окружающей среды (в основном атмосферы) от загрязнения. Пар, пройдя через пароперегреватель ПИ, идет по паропроводам в паровую турбину, которая имеет цилиндры высокого (ЦВД), среднего (ЦСД) и низкого (ЦНД) давлений. Пар из котла поступает в ЦВД, пройдя через который вновь направляется в котел, а затем в промежуточный пароперегреватель ППП по «холодной нитке» паропровода промежуточного перегрева. Пройдя промежуточный пароперегреватель, пар вновь возвращается к турбине по «горячей нитке» паропровода промежуточного перегрева и поступает в ЦСД. Из ЦСД пар по пароперепускньш трубам направляется в ЦНД и выходит в конденсатор /(, где конденсируется.

Конденсатор охлаждается циркуляционной водой. Циркуляционная зода подается в конденсатор циркуляционными насосами ЦН. При прямоточной схеме циркуляционного водоснабжения циркуля-циончзя вода забирается из водоема В (реки, моря, озера) и, вылдя из конденсатора, вновь возвращается в водоем. При оборотной схеме циркуляционного водоснабжения охлаждающая конденсатор вода направляется в охладитель циркуляционной воды (градирню, пруд-охладитель, брызгальный бассейн), охлаждается в охладителе и вновэ возвращается циркуляционными насосами в конденсатор. Потери циркуляционной воды компенсируются путем подачи добавочной воды от ее источника.

В конденсаторе поддерживается вакуум и происходит конденсация пара. С помощью конденсатнык насосов К.Н конденсат направляется в деаэратор Д, где очищается от растворенных в нем газов, в частности от кислорода. Содержание кислорода в воде и в паре теплосиловых установок недопустимо, так как кислород агрессивно действует на металл трубопроводов и оборудования. Из деаэратора питательная вода с помощью питательных насосов ПН направляется в паровой котел. Потери воды, возникающие в контуре котел—паропровод—турбина—деаэратор котел, пополняются с помощью устройств водоподготовки ХВО (химводоочистки). Вода из устройств водоподготовки направляется для подпитки рабочего контура теплосиловой установки через деаэратор химочищенной воды ДХВ.

Находящийся на одном валу с паровой турбиной генератор Г вырабатывает электрический ток, который по выводам генератора направляется на ГРЭС, в большинстве случаев на повышающий трансформатор ПТр. При этом напряжение электрического тока повышается и появляется возможность передачи электроэнергии на большие расстояния по линиям передачи ЛЭП, присоединенным к повышающему распредустройству. Распредустройства высокого напряжения строятся главным образом открытого типа и называются открытыми распредустройствами (ОРУ). Электродвигатели механизмов ЭД, освещение электростанции и другие потребители собственного расхода или собственных нужд питаются от трансформаторов ТрСР, присоединенных обычно на ГРЭС к выводам генераторов.

При работе тепловых электростанций на твердом топливе должны быть приняты меры по охране окружающей среды от загрязнения золой и шлаком. Шлак и зола на электростанциях, сжигающих твердое топливо, смываются водой, смешиваются с нею, образуя пульпу, и направляются на золошлакоотвалы ЗШО, в которых зола и шлаки выпадают из пульпы. «Осветленная> вода с помощью насосов осветленной воды НОВ или самотеком направляется на электростанцию для повторного использования.

При сжигании жидкого топлива возникает необходимость в очистке в специальных устройствах УОЗВ замазученных вод, которые сбрасываются в процессе транспортировки и сжигания топлива. Подвергаются также очистке сбросные воды при промывке оборудования, сточные воды химочистки и конденсатоочистки.

Принципиальная схема тепловой электростанции приведена на рис. 1.8

megaobuchalka.ru

ЭлектрО - Схемы собственных нужд КЭС

СХЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД КЭС

Рабочие трансформаторы с. н. блочных ТЭС присоединяются отпайкой от энергоблока. Мощность этих трансформаторов определяется но формуле Sс.н.≥Pс.н.max·kc, где Pс.н.max подсчитывается в зависимости от установленной мощности энергоблока. На электростанциях с энергоблоками 300 МВт и более часть мощных механизмов с. н. (питательные насосы, дутьевые вентиляторы) может иметь турбопривод. Это значительно снижает расход электроэнергии на с. н.

Распределительное устройство с. н. выполняется с одной секционированной системой шин.

Количество секций 6— 10 кВ для блочных ГЭС принимается по две на каждый энергоблок (при мощности энергоблока более 160 МВт).

Каждая секция или секции попарно присоединяются к рабочему трансформатору с. н.

Рис. 1. Схема электроснабжения с. н. КЭС с тремя энергоблоками. Секции с. н. 0,4 кВ показаны только для первого энергоблока.

На рис. 1 приведена схема питания с. н. части блочной КЭС с тремя энергоблоками по 300 МВт. Трансформаторы с. н. Т1, Т2, Т3 питают секции 6 кВ соответственно первого энергоблока 1BA, 1BB, второго 2ВА, 2ВВ и третьего 3ВА, 3ВВ. К этим секциям присоединяются электродвигатели 6 кВ турбинного и котельного отделений, общестанционная нагрузка (о. с. н.) и трансформаторы 6/0,4 кВ.

Резервное питание секций с.н. осуществляется от резервных магистралей, связанных с пускорезервными трансформаторами с. н. (Т4 на рис. 1).

Резервные магистрали для увеличения гибкости и надежности секционируются выключателями через каждые два-три энергоблока.

Число резервных трансформаторов с. н. на блочных ТЭС без генераторных выключателей принимается: один — при двух блоках, два — при числе энергоблоков от трех до шести. При большем числе энергоблоков предусматривается третий резервный трансформатор генераторного напряжения, не присоединенный к источнику питания, но установленный на электростанции и готовый к замене любого рабочего трансформатора с. н.

Если в схемах энергоблоков установлены генераторные выключатели, то число резервных трансформаторов принимается по одному резервному на каждые четыре блока. При шести и более блоках предусматривается дополнительный резервный трансформатор генераторного напряжения, не присоединенный к источнику, но готовый к замене любого рабочего трансформатора с. н.

Если часть энергоблоков с выключателями, а часть без выключателей, то число резервных трансформаторов с.н. выбирается по первому условию. Резервные трансформаторы с. н. должны присоединяться к сборным шинам повышенного напряжения, которые имеют связь с энергосистемой по линиям ВН (на случай аварийною отключения всех генераторов электростанции). Это требование трудно выполнить, если связь с энергосистемой осуществляется по линиям 500—750 кВ. В этом случае резервные ТСН присоединяются к шинам среднего напряжения (110, 220 кВ) при условии, что они связаны через автотрансформатор с шинами ВН.

Допускается также резервный ТСН присоединять к обмотке НН автотрансформатора, если обеспечиваются допустимые колебания напряжения на шинах РУСН при регулировании напряжения автотрансформатора и условия самозапуска электродвигателей.

Мощность каждого резервного трансформатора с. н. на блочных электростанциях без генераторных выключателей должна обеспечить замену рабочего трансформатора одного энергоблока и одновременный пуск или аварийный останов второго энергоблока. Если точный перечень потребителей с. н. и таком режиме неизвестен, то мощность резервного трансформатора с. н., выбирается на ступень больше, чем рабочего. Если в схемах энергоблоков установлены генераторные выключатели, то мощность резервных трансформаторов принимается равной мощности рабочих трансформаторов. В любом случае мощность резервных трансформаторов должна быть проверена по условиям самозапуска.

Многочисленные потребители с. н. напряжением 0,4 кВ (на один энергоблок 300 МВт приходится более 600 электродвигателей 0,4 кВ) присоединяются к секциям 0,4 кВ, получающим питание oт трансформаторов 6—10/0,4 кВ. Расход на с.н. 0,4кВ приблизительно можно принять равным 10% общего расхода.

Трансформаторы 6/0,4 кВ устанавливаются, по возможности, в центрах нагрузки: в котельном и турбинном отделениях, на топливном складе, в объединенном вспомогательном корпусе, на ОРУ, в компрессорной и т.д. Трансформаторы мощностью более 1000 кВ·А не применяются, так как их применение приводит к значительному увеличению тока КЗ в сети 0,4 кВ. Сборные шины 0,4 кВ секционируются для повышения надежности питания. Каждая секция обеспечивается рабочим и резервным питанием, включаемым автоматически.

На рис. 1 показано питание секций с. н. 0,4 кВ одного энергоблока, расположенных в главном корпусе. Потребители 0,4 кВ первого энергоблока и часть общестанционной нагрузки получают питание от секций 1CA, 1СВ, 1CC, 1CD. Наиболее ответственные потребители присоединены на полусекции 1СА и 1CB, отделяемые автоматическими выключателями от остальной части этих же секций. Резервный трансформатор 6/0,4 кВ присоединен к секции 3ВА третьего энергоблока.

Потребители 0,4 кВ второго энергоблока присоединяются к секциям 2СА, 2СВ. 2СС, 2CD, а третьего — к секциям 3СА, 3СВ, 3СС, 3CD (на рис. 1 эти секции не показаны). Резервный трансформатор для последних секций присоединен к секции 6 кВ 2ВВ второго энергоблока.

Для поддержания необходимого уровня напряжения на шинах с. н. трансформаторы имеют РПН. Схема соединения обмоток рабочих и резервных трансформаторов выбирается таким образом, чтобы возможно было их кратковременное параллельное включение в моменты перехода с рабочего на резервное питание и наоборот.

Применение трансформаторов с растепленной обмоткой и раздельная работа секций 6 кВ приводят к ограничению тока КЗ до такого значения, которое позволяет применить ячейки комплектного распределительного устройства (для энергоблоков 500 МВт и больше). При необходимости ограничения тока КЗ на стороне 0,4 кВ на вводах к некоторым сборкам устанавливаются реакторы.

ellectroi.ucoz.ru