Xreferat.com » Рефераты по технологии » Проектирование электрической части ТЭЦ 180 МВт

Проектирование электрической части ТЭЦ 180 МВт

1. Сооружения и инженерные коммуникации проектируемой электростанции

1.1. Выбор площадки строительства

Под площадкой электростанции понимается собственно промплощадка ТЭС, на которой размещены все основные сооружения, а также земельные участки, необходимые для размещения других объектов, входящих в комплекс сооружения ТЭС (водохранилище, золошлакоотвалы, склад топлива и слабоактивных отходов, очистные сооружения, открытые распределительные устройства и т.д.), включая объекты жилищно-гражданского строительства, трассы подъездных железных и автомобильных дорог и коридоры для линий электропередачи.

Выбор площадки новой электростанции является начальным и одним из наиболее ответственных этапов проектирования, так как принятое решение в значительной мере определяет сроки и стоимость строительства, возможность эффективной эксплуатации объекта.

Вопрос о размещении энергетического объекта решается последовательно, начиная с разработки перспективного плана развития отрасли и кончая утверждением проекта электростанции.

Руководствуясь утверждённой схемой развития энергосистемы, разрабатываются обосновывающие материалы строительства ТЭС, в которых определяются конкурентные пункты размещения и на основе их технико-экономического сравнения и согласований с заинтересованными организациями и ведомствами устанавливается район строительства. В обосновывающих материалах строительства определяется единичная мощность агрегатов, их количества и род топлива.

Для размещения проектируемой ТЭЦ необходима строительная площадь около 3,6 гектар, из расчета 0,01-0,03 га/МВт. При этом не учитывается территория, на которой размещены: склад топлива, железнодорожные станции с разгрузочными устройствами, золошлакоотвалы, которые выносятся за пределы строительной площадки.

Проектируемая ТЭЦ размещается вблизи центра тепловых нагрузок, на землях малопригодных для сельскохозяйственных работ. При этом учитывается дальнейший рост электрической нагрузки, роза ветров и требования норм санитарной безопасности.

Кроме того, учитываются такие факторы как, рельеф местности, качество грунта и уровень грунтовых вод, наличие железнодорожных магистралей, автомобильных дорог, местных строительных материалов и так далее. [1]

1.2. Генеральный план ТЭЦ

Основное требование предъявляемое к генплану ТЭЦ – компактное расположение сооружений на площадке строительства. [1]

При разработке генерального плана учитывается возможность дальнейшего расширения проектируемой ТЭЦ. Для чего в створе главного здания, со стороны временного торца не предусматриваются объекты препятствующие его расширению.

Сооружения и объекты располагаются в соответствии с последовательностью технологического процесса.

Расстояния между зданиями и сооружениями принимаются исходя из нормируемых показателей.

Генеральный план проектируемой ТЭЦ представлен на рисунке 1.1.

Рис. 1.1. Генеральный план ТЭЦ


  1. Главный корпус

  2. Генераторы

  3. Котлоагрегаты

  4. Дымовые трубы

  5. Автодорога

  6. Материальный склад

  7. Склад топлива

  8. Ж/д ветка

  9. Вагоноопрокидыватель

  10. Механическая мастерская

  11. Мазутное хозяйство

  12. Дробильный корпус

  13. Химводоотчистка

  14. Транспортная галерея

  15. Корпус управления (инженерно-бытовой комплекс)

  16. Градирни

  17. Масляное хозяйство

  18. Трансформаторная мастерская

  19. РУ 110 кВ

  20. Трансформаторы

  21. Главный щит управления

  22. Распределительное устройство генераторного напряжения с ячейками КРУ 10 кВ

  23. Водоток


1.3. Компоновка главного здания

Главное здание станции рекомендуется располагать возможно ближе к источнику водоснабжения. В зависимости от мощности станции и рельефа местности распределительное устройство обычно располагают за угольным складом или со стороны постоянного торца главного корпуса. Здания и сооружения, к которым должны подаваться железнодорожные, желательно располагать с максимальным приближением к железнодорожным путям. Ввод постоянных железнодорожных путей на площадку может быть осуществлён со стороны как временного, так и постоянного торца главного корпуса. Постоянный железнодорожный путь обязательно подводится к машинному отделению главного корпуса. [1]

В состав главного здания входят: котельное и турбинное отделение и многоэтажное промежуточное помещение, включающее совмещенную бункерную и деаэраторную этажерку.

Служебные помещения выполняются в виде отдельного здания, соединяемого с главным переходным мостиком на уровне основной отметки обслуживания.

Оборудование пылеприготовления, звено тракта топливоподачи размещаются в промежуточном помещении. Здесь же располагаются деаэраторы, блочные защиты управления и распределительное устройство 10 кВ.

Основные площадки обслуживания и блочные защиты расположены на одной отметке.

Котельные агрегаты развернуты хвостовыми газоходами к дымовым трубам.

Тяжелое оборудование и вращающие механизмы большой мощности размещаются на нулевых и низких отметках.

Расположение распределительного устройства собственных нужд выбирается так, чтобы длина кабелей была минимальной.

Турбинное и котельное отделения размещены параллельно друг другу. При этом котельное отделение может иметь разные компоновки: закрытую без связи конструкции здания с каркасом котла; закрытую с опиранием конструкций стены на каркас котла; полуоткрытую с опиранием кровли (шатра) на каркас котла (при этом стена котла совмещена с наружной стеной котельной); закрытую с подвесным котлом; открытую с установкой котла на открытом воздухе.

Турбины в машинном зале располагаются поперечно.

Котельное отделение имеет большую высоту, чем турбинное, но перекрытие в нем выполняется только на основной отметке обслуживания.

Машинный зал по высоте делится на два помещения. В верхнем располагаются турбины, в нижнем - конденсаторы, и вспомогательное оборудование, внутри и вокруг фундаментной рамы турбоагрегата.

Подземное хозяйство главного корпуса включает в себя фундаменты под здание и оборудование, и конструкции для прокладки коммуникаций.

Межэтажные перекрытия выполняются из сборных крупнопанельных плит.



2. Тепломеханическая часть

2.1. Принципиальная тепловая схема электрической станции

Принципиальная тепловая схема характеризует сущность основного технологического процесса преобразования и использования энергии рабочего тела электростанции. На паротурбинной электрической станции эта схема включает: котельный и турбинный агрегаты с электрическим генератором и конденсатором. Принципиальная тепловая схема включает также насосы для перекачки рабочего тела (теплоносителя), как-то: питательные насосы котлов, испарителей и паропреобразователей; конденсатные насосы турбин, регенеративных подогревателей. [2]

Основное и вспомогательное тепловое оборудование объединяется в принципиальной тепловой схеме линиями трубопроводов для воды и пара в соответствии с последовательностью движения рабочего тела в установке.

В принципиальной тепловой схеме несколько одинаковых агрегатов и установок изображаются одним агрегатом или установкой; резервное оборудование в эту схему не включают; в ней показывают лишь принципиальные связи (коммуникации) между оборудованием и арматуру, необходимые для осуществления основного технологического процесса.

2.2. Выбор основного оборудования.

Проектируемая ТЭЦ предназначена для централизованного теплоснабжения города, покрытия электрических нагрузок энергосистемы, для питания промышленных предприятий и для снабжения предприятий паром на технологические нужды.

Выбор основного оборудования, как правило, производится исходя из планируемой тепловой нагрузки проектируемой станции.

2.2.1 Выбор турбин.

Исходя из планируемой тепловой нагрузки, отопительного и производственного отбора пара от турбин ТЭЦ, выбираются турбины типа:

  • ПТ - 60/75-130/13.

Для выбранных турбин определяется их суммарная теплопроизводительность.

Турбина ПТ - 60/75-130/13, при её номинальной мощности, обеспечивает производственный отбор пара – 90 Гкал/ч, и отопительный отбор – 55 Гкал/ч.

2.2.2. Выбор котлов.

Выбор типа и числа котлоагрегатов производится на основании расходов пара на ранее выбранные турбины.

Для турбины ПТ-60/75-130:

- номинальный расход пара 351 т/ч;

- максимальный расход пара 392 т/ч;

При выборе типа котла учитывается его паропроизводительность, параметры пара, род и марка сжигаемого топлива.

Предполагается для работы ТЭЦ использовать Канско-Ачинский бурый уголь. По [3] выбираются:

  • для турбины ПТ-60/75-130 – три котлоагрегата типа БКЗ-420, с параметрами: - давление перегретого пара 140 кг/см2, температура пара – 5700 С, производительностью – 420 т/час.

2.3. Конструкция турбины

Турбина ПТ-60/75-130/13 номинальной мощностью 60 МВт, с двумя отборами пара спроектирована на начальные параметры пара 12,75 МПа и 5650С и частоту вращения 50 1/c. При номинальной мощности и нулевом отопительном отборе производственный отбор можно увеличить до 69,4 кг/с. Наоборот, при нулевом производственном отборе и номинальной мощности отопительный отбор можно увеличить до 33,3кг/с.

От стопорного клапана пар подводится четырём регулирующим клапанам установленным на корпусе ЦВД турбины. Турбина имеет комбинированное парораспределение: при небольших расходах пара через ЦВД пар подводится последовательно через четыре группы сопл к регулирующей ступени, а для перегрузки обводной внутренний клапан увеличивает расход через последние 13 ступеней ЦВД.

Пар из ЦВД подводится по четырём трубам к регулирующим клапанам, установленным непосредственно на корпусе ЦНД. Парораспределение ЦНД (вернее ЧСД ЦНД) – сопловое. Проточная часть ЧСД состоит из регулирующей ступени, к которой подаётся пар из четырёх сопловых коробок, и восьми нерегулируемых ступеней.

Поддержание давления пара в отопительном отборе осуществляется поворотной двухъярусной диафрагмой. Часть низкого давления включает четыре ступени.

Регенеративная система турбины имеет четыре ПНД, деаэратор и три ПВД, температура питательной воды за которыми при номинальном режиме составляет 2470 С.

Валопровод турбоагрегата состоит из роторов ЦВД, ЦНД и генератора. Каждый из роторов турбины опирается на свои подшипники, причём передний подшипник каждого из них является комбинированным опорно-упорным подшипником, а задний – опорным. Таким образом, валопровод имеет два упорных подшипника. Поэтому роторы турбины соединяются гибкой муфтой. Роторы генератора и турбины соединяются полугибкой муфтой.

Ротор ЦВД – цельнокованый.

Корпус ЦВД отлит из хромомолибденовой стали. На его крышке расположен перегрузочный обводной (внутренний) клапан. Из нижней части ЦВД предусмотрено два отбора на ПВД (третий отбор производится из паропровода за ЦВД).

Ротор ЦНД – комбинированный: диски ЧСД откованы заодно с валом, а диски ЧНД – насадные. Для разгрузки подшипников от осевого усилия в передней части выполнен разгрузочный диск.

Корпус ЦНД, кроме горизонтального, имеет вертикальный разъём: передняя часть – литая, задняя – сварная. Диафрагмы всех ступеней ЦВД и ЦНД установлены в обоймах, пространство между которыми использовано для размещения патрубков отбора.

2.4. Тепловой цикл турбинной установки.

В котле происходит перегрев питательной воды до состояния перегретого пара.

Нагрев осуществляется в три этапа: 1) подогрев питательной воды; 2) образование пара; 3) перегрев пара.

Через паропровод перегретый пар попадает в турбину. В цилиндре высокого давления (ЦВД) происходит передача тепловой энергии пара в механическую энергию вращения ротора турбины. Часть пара расходуется на подогреватели высокого давления (ПВД), на производственный отбор, и деаэратор.

Отработанный пар попадает в часть среднего давления цилиндра низкого давления (ЦСД). От него идут отборы пара на: ПНД, теплофикацию.

Отработанный пар поступает в конденсатор, а оттуда в подогреватели низкого давления. В деаэраторе происходит деаэрация и подогрев конденсата. Из деаэратора питательная вода, питательным насосом, подается в ПВД, затем вода поступает в котел.


3. Электрическая часть

3.1. Выбор главной схемы электрических соединений

Главная схема электрических соединений – это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями. [4]

Проектирование главной схемы включает в себя: выбор генераторов, выбор структурной схемы и схемы электрических соединений распределительного устройства, расчет токов короткого замыкания и выбор средств по их ограничению, а так же выбор электрических аппаратов и проводников.

На проектируемой ТЭЦ предполагается установка трех турбогенераторов типа ТЗФП – 63 – 2У3. Система возбуждения – статическая тиристорная, система охлаждения – воздушная по трёхконтурной схеме, отличается от ТВФ повышенным КПД, маневренностью, перегрузочной способностью. П – сопряжение генератора с паровой турбиной.

Паспортные данные генераторов приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Паспортные данные турбогенератора. [5]

Тип

Рн, МВт

Sн, МВА

Uн, кВ

Cos

КПД

Xd’’, о.е.

Xd’, о.е.

Т3ФП – 63 – 2У3 63 78,75 10,5 0,8 98,5 0,153 0,224

Продолжение табл. 3.1.

Хd, о.е.

Х2, о.е.

Х0, о.е.

Тdо, с

Цена, т.руб.
1,199 0,186 0,088 8,85 268

3.1.1. Выбор вариантов структурной схемы

Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования, распределение генераторов и электрической нагрузки между распределительными устройствами различных напряжений и связей между ними.

Вследствие того, что местная нагрузка составляет менее 30% суммарной мощности генераторов ТЭЦ, то структурную схему ТЭЦ рекомендуется строить на блочном принципе, а питание местной нагрузки и собственных нужд осуществлять путем ответвлений от генераторов с установкой реакторов или понижающих трансформаторов. [7]

В качестве вариантов структурных схем принимаем:

Вариант 1 – схема смешанного вида, где два генератора присоединяются к генераторному распределительному устройству, а третий подключён к РУ высшего напряжения по блочной схеме (рис. 1).

Вариант 2 – схема, в которой генераторы подключены к РУ ВН через трансформаторы по блочной схеме (рис. 2).

Рис. 3.1. Структурная схема. Вариант 1.

Рис. 3.2. Структурная схема. Вариант 2.


3.1.2. Выбор числа и мощности трансформаторов

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

Sрасч=Sном kп,

где Sрасч – расчетная мощность, МВА;

Sном – номинальная мощность, МВА;

kп=1,4 − коэффициент допустимой перегрузки.

По ГОСТу 14209 − 85 коэффициент допустимой перегрузки трансформатора определяется исходя из предшествующего режима работы трансформатора, температуры окружающей среды.


Вариант 1.

Выбор мощности трансформатора связи ведем из условия максимального перетока мощности по обмотке. Сначала определяем полную мощность:

Мощность генератора:

Sгг/cos=60/0,8=75 МВА;

Мощность собственных нужд (принимаем 10% от Руст):

Sснсн/cosсн=6/0,87=6,9 МВА;

Мощность местной нагрузки:

Sмн=Pмн/cosн=50/0,87= МВА.

Нормальный режим:

Sпер = 2Sг - Sсн - Sмн= 275 – 13,8 – 57,47 =78,73 МВА;

Аварийный режим:

Sперав = Sг - Sсн - Sмн= 75 – 13,8 – 57,47 = 3,73 МВА;

Расчётная мощность трансформаторов с учётом перегрузки:

Sрасч.ТС= = МВА;

Принимаем к установке 2 трансформатора: ТРДН-63000/110

Трансформатор блока Г3-Т3:

SрасчSбл.т.

Sрасч = Sном г – Sсн

Sрасч = 75 – 6,9 = 68,1 МВА;

Принимаем трансформатор ТДЦ – 80000/110

Так как в цепи отходящих линий предполагается установка линейных реакторов, то предварительно определяем их количество по максимальному току присоединения, и номинальному току реактора:
Iмах== кА.
n=Iмах/Iном.р.=3160/1000=3,16;
Предварительно принимаем 3 реактора.

Вариант 2.

Трансформаторы блоков:

Sрасч = Sном г – Sсн – Sмн

Sрасч = 75 – 6,9 – = 48,94 МВА;

Принимаем трансформатор ТРДН – 63000/110

Паспортные данные приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Паспортные данные трансформаторов [5]

Тип

Sном,

МВА

Uном вн

кВ

Uном нн

кВ

Рхх

кВт

Ркз

кВт

Uk

%

Ixx

%

ТДН – 80000/110 80 115 10,5 58 310 10,5 0,45
ТРДН – 63000/110 63 115 10,5 50 245 10,5 0,5

3.1.3. Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы ЭС

Технико-экономическое сравнение вариантов – является завершающим этапом приближенного расчета вариантов схем. Оно позволяет из технически равноценных вариантов определить наиболее экономичный.

При технико-экономическом сравнении вариантов структурной схемы, отдельно по каждому варианту, оценивается совокупность стоимостных показателей – капиталовложений, годовых потерь энергии, годовых издержек на ремонт и обслуживание, а так же ущерб от ненадежности данного варианта структурной схемы.

Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы производится по минимуму приведенных затрат:

З=рнК+И+У,

где:

рн = 0,12 – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, ;

К – капиталовложения, руб;

И – годовые издержки, руб/год;

У – возникающий ущерб, руб.

3.1.3.1. Расчет капиталовложений.

Расчёт капиталовложений привожу в виде таблицы:

Таблица 3.3

Наименование Цена 1шт. тыс. руб. Вариант 1 Вариант 2
Кол-во Цена, тыс. руб. Кол-во Цена, тыс. руб.
ТРДН – 63000/110 100 2 200 3 300
ТДЦ – 80000/110 113 1 113
Выключатель 110 кВ 26 3 78 3 78
Выключатель 10 кВ 1,2 6 7,2 3 3,6
Реактор

2,923

4 35,04 3 26,28
Ячейки КРУ 2 3 6 5 10


Квл 1

439,24

Квл 2

417,88

3.1.3.2. Расчет ежегодных расходов

Годовые эксплуатационные расходы определяются как:

И = Иа + Ио + Ипот;

где:

Иа = аК/100 – амортизационные отчисления, а=6,4 % – норма амортизации;

Ио= b∙К − (для станции b=8,4%) – издержки на обслуживание электроустановки (руб/год);

Ипот = Wпот – издержки обусловленные потерей электроэнергии;

 – удельные затраты на возмещение потерь, руб/кВтч;

Wпот - годовые потери электроэнергии, кВтч/год.

По рис 4.1 и 4.2 [7], определяю, что для времени максимальных нагрузок Тmax=6500 ч время максимальных потерь ч, удельные затраты на возмещение потерь равны = 0,006 руб/кВтч.

С учётом того, что турбины выводятся в ремонт два раза в год, время ремонта турбины ПТ – 60 составляет 20 дней, время работы турбин составляет:

Траб=8760 – 22420=8184 часа.

Годовые потери электроэнергии в группе двухобмоточных трансформаторов определяю через время максимальных потерь:

Wт = Pх (8184 – Тр) +Pk

где:

Тр – длительность простоя трансформатора из-за планового ремонта, ч/год;

Pх - потери мощности холостого хода, кВт;

Pk - потери мощности короткого замыкания, кВт;

Smax - максимальная мощность нагрузки трансформатора, МВА;

Sном - номинальная мощность трансформатора, МВА.


Вариант 1.

Годовые потери в трансформаторах связи определяю по формуле:

Wт1пот=2=106 кВтч/год;

Годовые потери энергии в блочном трансформаторе:

Wт2 пот= 588156+310= 106 кВтч/год;

Wт пот=(1,676+1,484) 106=3,16106 кВтч/год

Следовательно:

Ипот = 0,0063,16106= 18,96 тыс.руб/год.

Иа = 6,4439,24/100 = тыс. руб.

Ио= 2/100439,24= тыс. руб.

И = 18,96+28,11+8,78 = 55,85 тыс. руб.


Вариант 2.

Годовые потери в блочных трансформаторах:

W=3= кВтч/год;

Следовательно:

Ипот = Wпот = 0,0063,219=19,31 тыс.руб/год.

Иа = 6,4417,88/100 = тыс. руб.

Ио=2/100417,88= тыс. руб.

И = 19,31+26,74+8,36= 53,7 тыс. руб.


3.1.3.3. Расчет ущерба из-за отказа основного оборудования

Расчёт составляющей ущерба не производим т.к. ущерб от недоотпуска в обоих вариантах одинаков.


3.1.3.4. Определение оптимального варианта структурной схемы

Результаты расчетов технико-экономических показателей вариантов структурной схемы, для наглядности, сведены в таблицу 3.4.

Таблица 3.4

Технико-экономические показателей вариантов структурной схемы ТЭЦ

Показатели вариантов единица измерения Вариант 1 Вариант 2
К тысяч рублей 439,24 417,88

0,12К

тысяч рублей/год 52,71 50,15
И тысяч рублей /год 55,85 53,7
З тысяч рублей /год 108,56 103,85
З %
100

Как видно из таблицы 3.4, приведенные затраты первого варианта на 4,5% больше чем для второго варианта, но не превышают 5%, делаем вывод, что варианты равноэкономичны. Но так как вариант 2 является более надежным, и более перспективным с точки зрения нагрузки на генераторном напряжении, то для дальнейшего проектирования, принимается вариант 2.


3.2. Выбор схемы распределительного устройства 110 кВ

По заданию на проектирование мощность местной нагрузки составляет Рм.н=50 МВт, нагрузка собственных нужд Рсн=18 МВТ, остальная мощность, выдается в систему.

Приняв сечение проводов ЛЭП Fпр=185мм2 находим ток одной линии:

Iлэп=Fпрjэк=1851=185 А;

где:

jэк=1 - экономическая плотность тока.

Суммарный ток через все линии ЭП:

I = Ротп/(Uном cos)=112/(1100,87)= кА;

где:

Ротпгенс.н.м.н.=180-50-18=112 МВт.

Ротп – мощность отпускаемая в систему и потребителям 110 кВ.

Определяем количество ЛЭП необходимых для связи с системой и передачи мощности потребителям 110 кВ.

n= I / Iлэп=680/185= округляем в большую сторону 4

Принимаем две двухцепных линии электропередач.

К сборным шинам распределительного устройства 110 кВ, кроме ЛЭП присоединяются 3 силовых трансформатора, следовательно, общее число присоединений равно 7. Применяем схему две рабочих системы шин с обходной системой шин.

Условия строительства и климатические данные позволяют выполнить распределительное устройство 110 кВ открытым (ОРУ).

План и разрезы ОРУ-110 кВ приведены в графической части дипломного проекта.

Схема распределительного устройства приведена на рисунке 3.

Рис. 3.3. Схема ОРУ 110 кВ.

3.3. Выбор схемы собственных нужд ТЭЦ.

Потребители СН делятся на блочные и общестанционные. Блочные потребители питаются от ТСН блоков, а общастанционная нагрузка равномерно распределяется между блоками.

Напряжение сети собственных нужд на проектируемой ТЭЦ принимается равным 6/0,4 кВ.

Питание собственных нужд выполняется подключением ТСН между генератором и блочным трансформатором, со стороны повышающего трансформатора.

Распределительное устройство собственных нужд 6 кВ выполняется с одной секционированной системой сборных шин, блоки имеют по одной секции на котёл.

Рабочие трансформаторы собственных нужд (ТСН) ТЭЦ присоединяются к шинам генераторного напряжения.

Число РТСН при наличии генераторных выключателей 2, причём один в виде складского резерва.

Так как РУ 10 кВ выполнено по блочной схеме, резервный ТСН присоединяется отпайкой от блока.

Рис 3.4. Схема собственных нужд 6 кВ.

Питание потребителей собственных нужд 0,4 кВ осуществляется через трансформаторы собственных нужд 6/0,4 кВ, от секций РУ с.н. 6 кВ проектируемой ТЭЦ.

На основании вышеизложенного, проектируется схема собственных нужд ТЭЦ, которая приведена на рисунке 3.4.


3.3.1. Выбор трансформаторов собственных нужд ТЭЦ

Номинальная мощность рабочих трансформаторов собственных нужд (ТСН) выбирается в соответствии с их расчетной нагрузкой, при этом перегрузка рабочих ТСН – недопустима.

Номинальная мощность резервного трансформатора собственных нужд принимается равной ТСН.

Перечень и мощности нагрузок собственных нужд блока 63 МВт даны в таблице 3.5, согласно [3].

Таблица 3.5

Нагрузка собственных нужд пылеугольного блока 63 МВт.

Наименование Нагрузка
количество

мощность, кВА

Блочная нагрузка
Мельница 2 392
Дымосос 1 400
Конденсатный насос 1 200
Насос сливной 1 52
Трансформатор 6/0,4 кВ 1 1000
Циркуляционный насос 1 320
Вентилятор дутьевой 1 230
Пусковой маслонасос 1 440
Питательный электронасос 1 900
Общестанционная нагрузка
Дробилка молотковая 1 800
Вагоноопрокидыватель 1 96
Трансформатор 6/0.4 1 1000
Компрессор 1 100

Итого 5930

В соответствии с таблицей 3.5, расчетная нагрузка собственных нужд блока 63 МВт равна:

Sрасч=S=5930 кВА;

Номинальная мощность рабочего ТСН:

Sном Sрасч;

Выбираю рабочий ТСН типа ТМНС – 6300/10.

Расчетная нагрузка трансформаторов собственных нужд 6/0,4 кВ определяется по формуле:

Sрасч=0,7P1+0,35P2+0,15P3+0,85P4,

где:

P1 - суммарная мощность постоянно работающих двигателей, кВт;

P2 - суммарная мощность периодически работающих двигателей, кВт;

P3 - суммарная мощность мелких двигателей, кВт;

P4 - суммарная мощность отопления и обогрева, кВт.

Для пылеугольного блока 63 МВт, мощности указанных групп электродвигателей по [8] равны:

P1=750 кВт, P2=890 кВт, P3=470 кВт, P4=100 кВт.

таким образом:

Sрасч=0,7750+0,35890+0,15470+0,85100=992 кВт.

В соответствии с расчетной нагрузкой, выбираю трансформатор собственных нужд 6/0,4 кВ типа ТМС – 1000/6,3

Паспортные данные выбранных трансформаторов собственных нужд приведены в таблице 3.6.

Таблица 3.6

Паспортные данные трансформаторов собственных нужд [5]

Тип

Sном,

кВА

Uном вн

кВ

Uном нн

кВ

Рхх

кВт

Ркз

кВт

Uk

%

Ixx

%

ТМНС – 6300/10 6300 10,5 6,3 8 46,5 8 0,8
ТМС – 1000/6,3 1000 6,3 0,4 2,2 12,2 8 1,4

3.4. Расчет токов короткого замыкания.

Расчет токов короткого замыкания необходим для выбора электрооборудования, аппаратов, шин, кабелей, а так же определения необходимости ограничения токов короткого замыкания.

Согласно рекомендации [7], в данном дипломном проекте за расчетный вид короткого замыкания принято трехфазное короткое замыкание.

Для удобства результаты расчета токов короткого замыкания сведены в таблицу 3.7. Расчет токов трехфазного короткого замыкания приведён в приложении 1 данного дипломного проекта. Расчётная схема приведена на рисунке 3.5.

Рис. 3.5. Расчётная схема.

Для удобства результаты расчета токов короткого замыкания сведены в таблицу 3.7.

Таблица 3.7.

Сводная таблица расчёта токов КЗ

Точки к.з. Источники

Iп0 , кА

iу , кА

Iп , кА

iа , кА

Вк ,кА2с

К-1 Генераторы 1,2,3 4,84 11 11,95 0,84 4,22
Система 11,95 27,16 4,41 0,34 25,72

Суммарный ток

16,79

38,16

16,36

1,18

29,94

К-2 Генератор Г1 29,85 82,78 22,99 26,12 418,88
Генераторы 2,3 + система 33,29 93,31 33,29 29,13 520,8
К-3

Суммарный ток

22,38

61,97

22,38

22,36

205,44

К-4 Генераторы + система 6,95 16,88 6,95 0,68 10,16
Двигатели 3,79 8,84 1,21 0,73 3,16

Суммарный ток

10,74

25,72

8,16

1,41

13,32


3.5. Выбор основного электротехнического оборудования и токоведущих частей.

3.5.1. Выбор выключателей и разъединителей.

Выбор выключателей производится в соответствии с ГОСТ – 687 – 94:

Выбор и проверка выключателей осуществляется по следующим условиям [6]:

− по напряжению установки;

UномUуст

− по длительному току;

Iном Imax

− на симметричный ток отключения;

Iотк.ном.Iпt

− на отключение апериодической составляющей тока к.з.

iа.ном.iаt

− отключающая способность по полному току;

н %− нормированное значение содержания апериодиче­ской составляющей в отключенном токе;

− на электродинамическую стойкость;

IдинIпо

− на электродинамическую стойкость;

iдин iу

− на термическую стойкость.

Iтерм2tтермBк


Выбор и проверка разъединителей производится по следующим условиям:

− по напряжению установки;

Uном Uуст

− по длительному току;

IномImax

− на электродинамическую стойкость;

iдинiу

− на термическую стойкость.

Iтерм2tтермBк


Выбор основного электротехнического оборудования проводится в табличной форме. [4]

Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ.

В связи с невозможностью перегрузки блочного трансформатора ток максимального режима равен току нормального режима:

Imax= = А.

Таблица 3.8.

Расчетные данные

Данные выключателя

ВМТ-110Б-40/2000 УХЛ1

Данные разъединителя

РДЗ-110/1000

Uуст=110 кВ

Uном = 110 кВ

Uном = 110 кВ

Imax=330,66 А

Iном=2000 А

Iном=1000 А

Iпt = 16,36 кА

Iотк.ном.=40 кА

-

iat = 1,18 кА

ia.ном.=

Похожие рефераты: