Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Содержание.
Введение.
Генератор переменного тока – это машина, преобразующая механическую энергию вращения в электрическую энергию переменного тока. Основные части электромагнит или постоянный магнит. Для получения большого магнитного потока в генераторах применяют специальную магнитную систему, состоящую из двух сердечников, сделанных
из электротехнической стали. Обмотки, создающие магнитное поле, размещены
в пазах одного из сердечников, а обмотки, в которых индуцируется ЭДС - в
пазах другого. Возбудитель электрических машин – это генератор постоянного или пе-
ременного тока для питания индуктора электрической машины, создающего в
ней рабочий магнитный поток. Современный генератор электрического тока – это внушительное сооружение из медных проводов, изоляционных материалов и стальных конструкций.
Турбогенератор производства Калужского турбинного завода мощностью 6 МВт для производства электрической энергии.
Таблица 1 - Характеристики турбогенератора П – 6 – 1,2/0,5
|
№ п./п. |
Название характеристики |
Величина |
|
1 |
Номинальная мощность МВт |
6 |
|
2 |
Максимальная мощность МВТ |
6,6 |
|
3 |
Частота вращения об./мин. |
3000 |
|
4 |
Cos α |
0.8 |
Горячий пар из парового котла поступает в турбину под давлением, тем самым разгоняет турбину, который соединен с ротором турбогенератора и, вращаясь, образует магнитное поле и электрический ток.
Таблица 2 - Характеристики турбогенератора ТГ4АС/10,5
|
№ п./п. |
Название характеристики. |
Величина |
|
1 |
Номинальная мощность МВт |
4 |
|
2 |
Максимальная мощность МВТ |
4,4 |
|
3 |
Частота вращения об./мин |
3000 |
|
4 |
Cos α |
0,8 |
Паровой котел БКЗ – 75 – 39:
Топочная камера объемом 145,321 м» полностью экранирована трубами 60х30 мм с шагом 110 мм на боковых стенах и 80 мм – на фронтовой и задней. На фронтовой стене топки расположены три газомазутные горелки: две в нижнем ярусе и одна в верхнем.
Схема испарения двухступенчатая. В барабане расположен чистый отсек первой ступени испарения и два солевых отсека второй ступени по торцам барабана. Перегреватель – с вертикально расположенными змеевиками, двухступенчатый, выполнен из труб 38х3 мм. Регулирование температуры пара осуществляется поверхностным пароохладителем, установленным между ступенями “в рассечку”. Количество змеевиков – 40 мм. Поперечный шаг труб – 110 мм, расположение корридорное.
Экономайзер – стальной, гладкотрубный, змеевиковый, двухступенчатый, с шахматным расположением труб 32х3 мм. Поперечный шаг труб – 80 мм, продольный – 60 мм.
Воздухоподогреватель – трубчатый, вертикальный, четырехходовой, с шахматным расположением труб40х1,6 мм. Поперечный шаг труб – 60 мм, продольный – 44 мм.
Таблица 3 - Технические и основные конструктивные характеристики парогенератора следующие:
|
№ п./п. |
Название характеристики |
Величина |
|
1 |
Номинальная паропроизводительность т/ч |
35 |
|
2 |
Рабочее давление пара МПа |
4 |
|
3 |
Температура перегретого пара ◦С |
450 |
|
4 |
Площадь конвективных поверхностей нагрева кв.м. |
|
|
5 |
Фестона |
39,5841 |
|
6 |
Паронагревателя |
225,71 |
|
7 |
Экономайзера |
234,88 |
|
8 |
Воздухоподогревателя |
1377,14 |
Паровой котел ГМ – 50 – 1
Топочная камера объемом 144 м полностью экранирована трубами 60´3мм, расположенными с шагом 70 мм. Трубы фронтового и заднего экранов образуют под топки. Экраны разделены на восемь самостоятельных циркуляционных контуров. На боковых стенах топочной камеры размещены по три основные газомазутные горелки, с фронта – две дополнительные. В барабане находится чистый отсек первой ступени испарения с внутри барабанными циклонами. Вторая ступень вынесена в выносные циклоны Ø 377 мм.
Пароперегреватель – конвективный, горизонтального типа, змеевиковый, двухступенчатый, с шахматным расположением труб Æ 32´3 мм и поперечным шагом 75 мм. Экономайзер – стальной, гладкотрубный, змеевиковый, кипящего типа, двухблочный, с шахматным расположением труб Æ 28´3 мм. Продольный шаг – 50 мм, поперечный – 70 мм. Воздухоподогреватель - стальной, трубчатый, одноступенчатый, трёхходовой, с шахматным расположением труб 40´1,5мм. Поперечный шаг труб - 60 мм, продольный – 42 мм.
Таблица 4 - Технические и основные конструктивные характеристики парогенератора
следующие:
|
№п./п. |
Наименование характеристики |
Величина |
|
1 |
Номинальная паропроизводительность т/ч |
50 |
|
2 |
Рабочее давление в барабане котла кгс/см2 |
45 |
|
3 |
Рабочее давление на выходе из паронагревателя кгс/см2 |
40 |
|
4 |
Температура перегретого пара ◦С |
440 |
|
5 |
Температура питптельной воды ◦С |
140 |
|
6 |
Температура уходящих газов ◦С |
150 |
|
7 |
Температура горячего воздуха ◦С |
220 |
Расчет графика нагрузки.
Изменение электрической нагрузки во времени называется графиком электрической нагрузки. Определение мощности Р ступеней которая определяется по формуле Рi = P1%/100*Pуст.
Р1 % - определяется по графику; Руст – задается.
Определение длительности рассматриваемого периода которые определяются по формуле Ti =ti*n, где ti – время рассматриваемой ступени определяемого по графику, n – число дней зимних (летних) в зависимости от места проектирования. Проверка производится путем ∑Тi =8760 часов.
Отопительный сезон – 220 дней. Не отопительный сезон – 145 дней.
Турбогенератор Р = 4МВт n = 3 и турбогенератор Р = 6МВт n = 1
Находим Руст:
3*4 = 12МВт ; 12+6 = 18МВт- Руст.
Находим загруженность турбогенераторов:
Рн= 90%=0,9; 78%=0,78; 65%=0,65; 55%=0,55; 40%=0,4
P1=0, 90*18=16.2 МВт
P2=0, 78*18=14 МВт
P3=0, 65*18=12 МВт
P4= 0, 55*18=10 МВт
P5=0, 4*18=8 МВт
Т1 = t1 *nз = 17*220 = 3740 часов
T2 = t2 *nл = 14*145 = 2030 часов
T3 = t3*nз= 3*220 = 660 часов
T4 = t4 *nл = 4*145 = 580 часов 580+880 = 1460 часов
T4 = t4 *nз = 4*220 = 880 часов
T5 = t5 *nл = 6*145 = 870 часов
Потребляемая мощность за определенный промежуток времени:
Wi=Pi*Ti=16,2*3740=60588 МВт
W2=14*2030=28420 МВт
W3=12*660=7920 МВт
W4=10*1460=14600 МВт
W5=8*870=6960 МВт
Потребляемая мощность за все время:
∑Wi=60588+28420+7920+14600+6960=118488МВт
Находим среднюю мощность
Рср=∑Wi/T=118488/8760=13,5 МВт
T=3740+2030+660+1460+870=8760 часов
Кзн=Рср/Рмах=13,5/16,2=0,83
Ки=∑Wi/ Рмах*Т=118488/16,2*8760=0,83
Туст=Ки*Т=0,83*8760=7270,8 часов
Выбор генераторов.
Генератор выбираем серии ТГ: ТГ4АС/10,5; генератор П – 6 – 1,2/0,5.
Турбогенератор П – 6 – 1,2/0,5 конденсационные с регулируемыми отборами пара с водяным охлаждением взрыво и пожаробезопасен, так как не содержит масла и водорода. Внутренний объем генератора заполнен под небольшим избыточным давлением вохдуха, церкулирующим через осушительную установку. Особенность генератора в том, что можно регулировать отбор пара. ОАО "Калужский турбинный завод" – производитель паровых турбин и турбогенераторов малой и средней мощности до 80 МВт.
Выбор 2-х вариантов структурной схемы выдачи мощности проектируемой электростанции.
1.1 Вариант 1
Первый вариант однолинейной схемы.
Для первого варианта станции генератора мощность МВт каждый, работающий на шины низкого напряжения. На шины высокого напряжения 110 кВт устанавливаем два блока генератор – трансформатор с мощностью по 1000 кВт каждый.
Связь между распределительными устройствами происходит через двухобмоточные трансформаторы связи.
Связь с энергосистемой производится через ГПП – 110 кВт
Второй вариант однолинейной схемы
Для второго варианта станции устанавливаем три генератора по МВт каждый, работающие на шины низкого напряжения. На шины высокого напряжения 110 кВ устанавливаем три блока генератор – трансформатор два с мощностью 630 кВ и один 1000 кВ.
Связь между распределительными устройствами происходит через двухобмоточные трансформаторы связи.
Связь с энергосистемой производится через ГПП – 110 кВ.
Выбор основных трансформаторов.
1.Выбор числа и типов трансформаторов
Sтр=√(∑Pг-∑Рсн)^2+(∑Qг-Qсн)^2=√(18-0,81)^2+(13,5-0.60)^2=√505,24=22,47
tg α=√1-cos^2 α/cosα= √1- 0,64/0.8 = 0.75
∑Qг=∑Pг*tg α=18*0.75=13.5
Рсн= Рсн%/100*Pг=6/100*18=1.08
∑Qсн=∑Рсн* tg α=0.81*0.75=0.60
∑ Рсн=1.08*0.75=0.81
2.Максимальный режим:
Smax=√(∑Pг-∑Рсн-Pmax)^2+(Qг- ∑Qсн-Qmax)^2=√(18-0,81-12)^2+(13,5-0,60-9)^2=√179,35+100,89=√280,24=16,74
Pmax=(40/60%)*Pуст=(40/60%)*18=12
Qmax=12*0,75=9
3.Минимальный режим
Smin=√(∑Pг-∑Рсн-Pmin)^2+(∑Qг-∑Qсн-Qmin)^2=√(18-0,81-9)^2+(13,5-0,60-6,75)^2=
=√378,68=19,45
Pmin=(15/30%) Pуст=9
Qmin=(15/30%)*13,5=6,75
4. Аварийный режим
Sав=√((∑Pг- Pг)-( ∑Рсн –Р=)-Pmax)^2-(( ∑Qг-Qг)-( ∑Qсн-Qсн)-Qmax)^2=√((18-13,5)-(0,81-1,08)-12)^2-(13,5-13,5)-9)^2=√95,5=9,7
5. Расчет мощности
Sрасч=22,47/1,4=16,05МВт
Выбор трансформаторов.
ТСЗ – 1000/10 – 2 шт.
ВН=6кВт НН=0,4кВ
Рх.х.=3000 Рк.з=11200
Uк%=5,5 Ix.x.=1.5
Iк.з.= Uk%=
Размеры трансформвтора: Длинна 2,4м, ширина 1,35м высота 2,55
Выбор блочных трансформаторов
1. Условия выбора блочных трансформаторов.
1.Uн,вн >Uуст
2.Uн,нн=Uн.г.
3.Sн,т≥Sбл.тр
2.Найдем реактивную мощность генератора Qнг, МВАр:
Qнг=Pнг*√1-cosα^2/cosα
Где Pнг – номинальная мощность генератора, МВт. Паспортные данные cosα – коэффициент мощности генератора.
Qнг6=6*√1-0,8^2/0,8=0,75*6=4,5МВАр
Qнг4=4**√1-0,8^2/0,8=4*0,75=3МВАр
3. Расход активной и реактивной мощности на собственные нужды Рсн МВт и Qсн, МВАр:
Рсн=n%* Рнг/100
Где n% - процентный расход на собственные нужды, зависит от вида топлива и мощности генератора для природного газа n%=6
Рсн6=6*6/100=0,36 МВт
Рсн4=4*6/100=0,24 МВт
Qсн= n%*Qнг/100
Qсн6=6*4,5/100=0,27 МВАр
Qсн4=6*3/100=0,18 МВАр
4. Мощность, проходящая через блочный трансформатор Sбл МВА
Sбл= √( Pнг- Рсн)^2+( Qнг- Qсн)^2
Sбл6=√(6-0,36) ^2+(4,5-0,27) ^2=√49,69=7.04 МВА
Sбл4=√(4-0,24) ^2+(3-0,18) ^2=√22,08=4,69 МВА
Выбор трансформатора.
1. В блоке с генератором ТГ4АС/10,5 подходит трансформатор типа ТМ
1.45,5 кВ>35 кВ
2.10,5 кВ=10,5 кВ
3.1000 кВА>450 кВА
2. В блоке с генератором П – 6 – 1,2/0,5
1.46 кВ>35 кВ
2.10,5 кВ=10,5 кВ
3.1000 кВА>450 кВА
Выбор числа и мощности трансформаторов связи.
На ТЭЦ рекомендуется устанавливать два параллельно работающих трансформатора связи.
Трансформаторы связи выбираем по следующим условиям:
1. Uн,вн≥Uуст
2. Uн,сн≥ Uуст
3. Uн,нн≥ Uгру
4. 2Sнт≥ Sтр.св
Выбор для первого варианта структурных схем:
Определяем суммарную мощность собственных нужд на ГРУ. ∑Рснгру, МВт.
∑Рснгру = n%*∑Pннгру/100
где Рннгру – активная суммарная мощность генераторов на ГРУ МВт.
∑Рннгру=2*25,12=50,24 МВт
∑Рснгру=6*50,24/100=3,01 МВт
Найдем суммарную реактивную мощность генераторов работающих на шины ГРУ
∑Qннгру=∑Рннгру*tgα
∑Qннгру=50.24*0.75=37.68 МВАр
Определим суммарную реактивную мощность собственных нужд на ГРУ ∑Qснгру, МВАр
∑Qснгру= n%*∑Qннгру/100
∑Qснгру=6*37,68/100=2,26 МВАр
Найдем минимальную потребляемую активную и реактивную энергию с шин ГРУ Рminгру, МВт и Qminгру, МВАр:
Рminгру=0,82*Рмахгру
Рminгру=0,82*12=9,84 МВт
Qminгру= Рminгру* tgα
Где tgα – коэффициент мощности потребляемой нагрузки с шин ГРУ.
Qminгру=9,84*0,75=7,38 МВАр
Рассчитываем мощность, проходящая через трансформатор Sm, МВА
2*Sт=√(∑Рннгру - ∑Рснгру – Рminгру)^2+(∑Qннгру - ∑Qннгру – Qminгру)^2= √(50,24 – 3,01 – 9,84) ^2+(37,68 – 2,26 – 7,38)^2=√4281,08=65,42 МВА
Sт=65,42/2=32,71 МВА
Выбираем для первого варианта структурных схем трансформатор связи типа: ТРДН
1. 115кВ≥110кВ
2. 6,3кВ≥6кВ
3. 40 МВА≥32,71МВА
Qmaxгру=Рmaxгру*0,75=12*0,75=9
Sт=√(∑Рннгру - ∑Рснгру – Рmaxгру)^2+(∑Qннгру - ∑Qннгру – Qmaxгру)^2
где Рmaxгру – максимальная активная мощность потребляемая с шин ГРУ
Sт=√(50,24 – 3,01 – 12)^2+(37,68 – 2,26 – 9) )^2=√543,14=23,30
1,4*25≥23,30
35≥23,30
2Sнт≥Sт
Рассчитываем активную и реактивную мощность.
∑Рнггру(n – 1)=∑Рнггру – Рнг
∑Рнггру(n – 1)=50,24 – 25,12=25,12
∑Qнггру(n – 1)= ∑Qнггру – Qнг
∑Qнггру(n – 1)=37,68 – 9 28,68
Рассчитаем нагрузку на трансформатор Sт МВА
Sт=√(∑Рнггру - ∑Рснгру – Рmaxгру)^2+(∑Qнггру(n – 1)- ∑Qннгру – Qmaxгру)^2/2
Sт=√(25,12 – 3,01 – 12) )^2+(26,68 – 2,26 – 9) )^2/2= √405,66/2=20,14/2=10,07 МВА
По второму аварийному режиму подходит ТДН – 40. Принимаем двухобмоточный трансформатор связи для обоих вариантов ТДН – 40.
Таблица №5
|
Тип трансформатора |
Sнт |
Uн кВ |
Потери кВт |
Uk% |
|||||
|
ВН |
СН |
НН |
Рх.х |
Рк.з |
ВН-СН |
ВН-НН |
СН-НН |
||
|
ТДН - 25 |
25 |
115 |
- |
38,5 |
36 |
120 |
- |
10,5 |
- |
|
ТДН - 40 |
40 |
115 |
- |
38,5 |
52 |
175 |
- |
10,4 |
Схема перетоков мощностей для обоих вариантов.
Для первого варианта.
Рисунок 2.1 – Схема перетоков мощностей для первого варианта.
Для второго варианта
Рисунок 2.2 – Схема перетоков мощностей для второго варианта.
Расчет количества линий распределительных устройств
Расчет количества линий на высокое напряжение. Расчет для первого варианта структурных схем:
Рассчитаем суммарную активную мощность собственных нужд на ТЭЦ ∑Рсн, МВт
∑Рсн=Рснбл+Рснгру
∑Рсн=23,30+3,01=26,31 МВт
∑Рсн=58,78*6/100=3,56 МВт
Определяем общее количество линий на высокое напряжение.
nлин=Рст- ∑Рсн- Рminнн/Р1л
где Рст – активная мощность станцийМВт, Р1л – пропускная способность одной линии МВт
nлин=58,78 – 3,52 – 6,3/150 = 0,32
Принимаем количество линий равное двум.
Количество тупиковых линий равно одному.
nтуп=120/150=0,8
Принимаем количество тупиковых линий равное двум, т.к. число линий должно быть не менее одной.
Количество линий отходящих в энергосистему определяется:
nл.сист=nлин – nтуп
nл.сист= 2 – 1 = 1
Расчет для второго варианта структурных схем. Рассчитаем суммарную активную мощность собственных нужд на ТЭЦ, ∑Рсн МВт:
∑Рсн=Рснбл+Рснгру
∑Рсн=63,65*6/100=3,8
Определяем общее количество линий на высокое напряжение.
nлин=Рст- ∑Рсн- Рminнн/Р1л
nлин=63,65-3,8-6,3/100=0,35
Принимаем количество линий равное двум. Количество тупиковых линий равно:
nтуп=120/150=0,8
Количество линий отходящих в энергосистему.
nл.сист=nлин – nтуп
nл.сист= 2 – 1 = 1
Расчет количества линий на низкое напряжение
nл = Рmax/P1л
nл =12/150=0.08
Технико – экономическое сравнение двух вариантов.
Технико – экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат.
Подсчитаем капитальные затраты по вариантам. Для этого составим таблицу, в которую вносятся только те элементы которые варианты различаются.
Таблица №6 Разница капитальных вложений в строительство ТЭЦ по вариантам.
|
Наименование и тип оборудования |
Стоимость единицы, тыс. руб. |
I вариант |
II вариант |
||
|
Кол – во штук |
Стоимость тыс. руб. |
Кол –во штук |
Стоимость тыс. руб. |
||
|
Генератор П – 6 -1,2/0,5 |
20000 |
- |
- |
1 |
20000 |
|
Генератор ТГ4АС/10,5 |
25000 |
- |
- |
4 |
100000 |
|
Трансформатор ТСЗ – 1000/10 |
2000 |
2 |
4000 |
1 |
2000 |
|
Трансформатор ТМ – 1000/10 |
2000 |
- |
- |
2 |
4000 |
|
Трансформатор ТРДН - 40 |
2500 |
1 |
2500 |
1 |
2500 |
|
Трансформатор ТРДН - 25 |
2000 |
1 |
2000 |
1 |
2000 |
|
Всего |
51700 |
4 |
8500 |
10 |
130500 |
Расчет для первого варианта.
Рассчитаем потери энергии на блочных трансформаторах W1, кВт*ч
∆W1= ∆Px.x.*t+ ∆Pк.з.(Smax/Sном)* τ
где ∆Рх.х. – потери на холостом ходу в трансформаторе кВт
t – число часов работы трансформатора в году. ч.
∆Рк.з. – потери при коротком замыкании в трансформаторе кВт
Smax – мощность, проходящая через трансформатор МВА
Sном – номинальная мощность трансформатора.
τ – число часов максимальных потерь. Зависит от числа часов использования ммаксимума нагрузки, для cosα= 0,8
Потери в трансформаторе ТСЗ – 1000/10
∆Wгод=3*8344+11,2(16,74/12,5)*2628=25032+49742,784=74774,784 кВт*ч
Потери в трансформаторе ТМ – 1000/10.
∆W1= ∆Px.x.*t+ ∆Pк.з.(Smax/Sном)* τ
∆W=2,45*8344+12,2(1100/1000)*2628=55710,56 кВт*ч
Определим эксплуатационные затраты С1 тыс. руб.
С1 – стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторах, тыс. руб. кВт*ч
С1= ᵦ+∆W, где ᵦ - стоимость одного кВт*ч – 3,36
С1=3,36*(74774,784+55710,56)=438430,75тыс.руб./кВт*ч
С2+С3 – расходы на ремонт, амортизацию и содержание персонала. Они составляют
8 – 9% от капитальных затрат тыс. руб.
С2+С3=(8 – 9%)*8500=680 тыс. руб.
Подсчитаем затраты
З1=0,12*8500+187,380=188400 тыс. руб.
С= С1+ С2+С3=438430,75+680000=1118430,75=1118 тыс. руб.
Потери в трансформаторе.
∆W=42*8344+175(44/40)*2628=350448+505890=856338 кВт*ч
∆W=29*8344+120(27,5/25)*2628=241976+346896=588872 кВт*ч
Определим эксплуатационные затраты по второму варианту.
С1=3,36*1445210=4855906 руб.=4855 тыс. руб.
С2+С3=(8 – 9%)*135540=10843,2 тыс. руб.
С=4855+10843,2=15698,2 тыс. руб.
Зн=0,12*133540+15698,2=31963 тыс. руб.
Сравним варианты
Е=З1-Зн/Зн*100%
Е=188400-31963/31963=0,489*100%=48,9
Так как разница составляет 48,9, для дальнейших расчетов выбираем первый вариант.
Расчет сопротивления.
Прежде чес рассчитывать токи необходимо выбрать секционный реактор, установленный на ГРУ.
Секционный реактор выбирается по условиям.
Uном≥Uуст
Iном≥Imax
Максимальный ток для секционного реактора:
Imax=0,7* Iном=0,7*Sном/√3* Uном
где Sном – полная номинальная мощность генератора. Uном - напряжение на выводах генератора.
Imax=0,7*78,75//√3*10,5=7 кА
Выбираем реактор РБДГ – 10
10кВ=10кВ
3,2кА≥7кА
Расчёт сопротивлений производим в относительных единицах. Принимаем базисную мощность равную Sб=115МВА
Рассчитаем сопротивление энергосистемы:
х1= Sб/Sн
где Sб – базисная мощность, Sн – мощность энергосистемы.
х1=115/58,7=1,96
Рассчитаем сопротивление линий.
х2=х3=худ.*l* Sб/Uср
х2=х3=0,4*1,6*115/3969=0,64*0,029=0,018
Рассчитаем сопротивление блочных трансформаторов ТМ – 1600/10, ТМН – 1000/10
х4= хт%/100%* Sб/Sн
где хт% - индуктивное сопротивление обмоток трансформатора.
хт%=Uн,в – н%=10,5
х4=10,5/100%*115/1000=10,5*0,115=1,20
х6=10,5/100%*115/1600=10,5*0,072=0,756
Рассчитаем сопротивление генераторов П – 6 – 1,2/0,5, Р – 4 – 3,4/1,5 – 1
х10=хd*Sa/Sн
где хd – сверхпереходное сопротивление генератора по продольной оси.
х5=0,191*115/10,5=0,191*10,95=2,09
х7=0,22*115/11=0,22*10,45=2,30
Рассчитаем сопротивление генераторов на ГРУ.
х15= х10= хd* Sб/Sн
х15= х10=0,18*115/25,12=0,18*4,58=0,82
Рассчитаем сопротивление трансформаторов связи ТРДН – 40000/115 и ТРДН – 25000/115
х8=хтн%/100%* Sб/Sн
х8=12%/100%*115/40=0,12*2,875=0,345
х9=11%/100%*115/25=0,11*4,6=0,506
Рассчитаем сопротивление реактора.
х14=хнр* Sб/Uср^2
где хнр – номинальное сопротивление реактора. Указывается в типе реактора.
х14=0,2*115/63^2=115/3969=0,2*0,029=0,0058
Найдем сопротивление трансформатора собственных нужд (ТСН).
хтв%=Uквн – н%
хтв%=6
х=6/100*1000/10,5=0,06*95,23=5,71
Ток при коротком замыкании течет через сопротивления х4, х5, х6, х7, х8, х9, х10, х11, х12, х13, х15, х16. Не учитывается сопротивление х14, так как ток при коротком замыкании в точке, К – 1 через них не течет ток.
х18= х4+ х5
х18=1,20+2,09=3,29
х19=х6+х7
х19=0,756+2,30=3,056
х20=х21= х8+ х9║ х10= х11+ х12║ х13
х20=0,851+0,851/2=0,851+0,42=1,271
Расчет токов короткого замыкания в точке К – 1.
Расчет начального действующего значения периодической составляющей тока короткого замыкания. Iпо (t=0). Определим базисный ток Iб
Iб=Sб/√3*Uср.к.з.
где Sб – базисная мощность, Uср.к.з. – напряжение на той ступени, где произошло короткое замыкание.
Iб=115/√3*63=115/47,23=2,43
Рассчитаем Iпо энергосистемы и генераторов.
Iпо=Ех* Iб/хрез
где Ех – сверхпереходное ЭДС источника. Для системы Ех=1, хрез – результирующее сопротивление генерирующей ветви до точки короткого замыкания.
Ех=√(U0+ I0*xd*sinα)2+( I0* xd*cosα)2
где U0, I0 – фазное напряжение и ток статора синхронного генератора.
xd – сверхпереходное сопротивление генератора.
Ех=1 – для энергосистемы
Ех=1,08 – для генераторов мощностью ниже 100 МВт
Iпос=1,08*2,43/3,056=0,85
Iпосг1=1,08*2,43/3,29=0,79
Iпосг2=1,08*2,43/3,056=0,85
Iпосг3=1,08*2,43/1,271=2,064
Iпосг4=1,08*2,43/1,271=2,064
∑ Iпос=0,79+0,86+2,064+2,064=5,778
Расчет ударного тока.
iуд=√2* Iпо*Kуд
где Kуд – ударный коэффициент.
Kуд=1/e -0,01/Та
Kуд=1,78 – для энергосистемы
Kуд=1,955 – для генератора
Kуд=1,963 – для генератора
Kуд=1,969 – для генератора
iуд=√2*2.25*1.78=5.647
iудг1=√2*0,79*1,955=2,177
iудг2=√2*0,85*1,963=2,352
iудг3=√2*2,064*1,969=5,73
iудг4=√2*2,064*1,969=5,73
Расчет периодичной составляющей тока короткого замыкания в момент времени t= τ,iaτ
Iaτ=√2 Iпо*e- /Ta
где τ=0,1с – момент разведения контактов выключателя.
Та – постоянная времени затухания апериодичной составляющей тока короткого замыкания.
Та=0,03-0,04 с. – для энергосистемы
Та=0,31 с. – для генераторов
Та=0,267 с. – для генераторов
Та=0,222 с. – для генераторов.
iaτ =√2*2,25*1,2=3,8
iaτc=√2*2.25*e-0.1/-0.33=3.78
iaτг1=√2*0,79*е-0,1/0,31=1,25
iaτг2=√2*0,86*е-0,1/0,267=1,2
iaτг3=√2*2,064*е-0,1/0,222=2,30
iaτг4=√2*2,064*е-0,1/0,222=2,30
∑ iaτ=3,78+1,25+1,2+2,30+2,30=10,83
Расчет периодической составляющей тока короткого замыкания в момент времени t=τ,iпτ.
Так как система является источником бесконечной мощности, то Iпτ,c=Iпо,с Iпτc=3,5кА.
Для остальных генерирующих ветвей нужно сначала определить источником, какой мощности они являются. Для этого определим номинальный ток:
Iном=∑Sн.г./√3*Uср.кз.
Iном=4,87/√3*63=4,87/108,99=0,044
Iпτ=0,87*2,25=1,95
Iпог/Iномг1=0,79/0,044=17,92≥2
Значит, генератор Г1 является источником конечной мощности. По кривой соответствующей каждому значению Iпог/Iномг1 для τ=0,1с.
х21=х6+х7
х21=0,756+2,30=3,056
Для перехода к лучевой схеме воспользуемся методом коэффициентом участия.
хэкв=х21║ х24║ х19
хэкв=1,72/2,84=0,60
С1= хэкв/ х19
С1=0,60/1,96=0,30
С2= хэкв/ х24
С2=0,60/1,271=0,47
С3= хэкв/ х21
С3=0,60/3,056=0,19
х25=хэкв+х4/С1
х25=0,60+1,20/0,30=6
х26= хэкв+х4/С2
х26=0,60+1,20/0,47=3,82
х27= хэкв+х4/С3
х27=0,60+1,20/0,19
Лучевая схема для точки К – 3.
Таблица№7 Суммарные токи короткого замыкания для точки К – 3.
|
Iпо, кА |
iуд, кА |
iaτ, кА |
Iпτ, кА |
|
2,25 |
14,6 |
4 |
1,95 |
Преобразование схемы для точки К – 2. Объединим генераторы Г1 и Г2 в один источник мощности. Значит, генератор Г1 является источником конечной мощности. По кривой соответствующей каждому значению Iпог1/Iномг1 для τ= с. Определим коэффициент К.
Iпτ=К**Iпо
Iпτ=0,86*2,25=1,935 кА
Для генераторов Г2:
Iномг2=7,31/√3*63=7,31/108,99=0,067
Определим соотношение:
Iпог2/ Iномг2=0,85/0,067=12,68≥2
Значит генератор Г2 является источником конечной мощности. По кривой соответствующей каждому значению Iпог2/ Iномг2 для τ=0,1с.
Iпτ=К*Iпо
Iпτг2=0,87*0,85=0,74 кА
Для генераторов Г3, Г4
Iномг3,г4=2*25,12/√3*633=50,24/108,99=0,46
Iпог3г4/Iномг3г4=2,064/0,46=4,48
Значит это источник ограниченной мощности.
Iпτг2г3г4=7,31*4,48=32,74 кА
∑Iпτ=3,5+1,935+0,74+32,74=38,915 кА
Таблица №8. Суммарные токи короткого замыкания для точки К – 1.
|
Iпо, кА |
iуд, кА |
iaτ, кА |
Iпτ, кА |
|
2,25 |
14,6 |
3,8 |
1,95 |
Преобразование схемы для точки К – 3.
При коротком замыкании в точке К – 3 ток течет через х4, х5, х6, х7, х8, х9, х10, х11, х12, х13, х15, х16. Не учитывается сопротивление х14. Для расчёта точки К – 3 воспользуемся преобразованиями для точки К – 1.
х28=х20║х21=1,271*3,056/1,271+3,056=3,88/4,32=8,2
Преобразуем треугольник в звезду:
х29=х22*х23/х22+х14+х29
х29=0,345*0,345/0,345+0,0058+0,345=0,119/0,99=0,12
х30= х23*х14/х22+х14+х23
х30=0,345*0,0058/0,345+0,0058+0,345=0,002/0,69=0,0028
х31=х23*х14/х22+х14+х23
х31=0,002/0,69=0,0028
х32=х31+х16=0,0028+0,82
Воспользуемся методом коэффициентом участия:
хэкв=х13║х28=х19*х28/х19+х28
хэкв=1,96*8,2/1,96+8,2=16,07/10,16=1,58
С1= хэкв/х19
С1=1,58/1,96=0,8
С2= хэкв/х28
С2=1,58/8,2=0,19
х33= хэкв+х29/С1
х33=1,58+0,12/0,8=2,12
х34= хэкв+х29/С2
х34=1,58+0,12/0,19=8,94
Преобразование схемы относительно точки К – 2. Для перехода к лучевой схеме воспользуемся методом коэффициентов участия.
хэкв=х33║х32║х34
хэкв=((1,74/2,94)*8,94)/((1,74/2,94)+8,94)=5,29/9,53=0,55
С1= хэкв/х32
С1=0,55/0,822=0,66
С2= хэкв/х33
С2=0,55/2,12=0,25
С3= хэкв/х34
С3=0,55/8,94=0,06
х35= хэкв+х30/С2
х35=0,55+0,0028/0,25=2,21
х36= хэкв+х30/С3
х36=0,55+0,0028/0,06=9,21
х37= хэкв+х30/С1
х37=0,55+0,0028/0,66=0,83
Лучевая схема для точки К – 2.
Таблица №9 Суммарные токи короткого замыкая для точки К – 2.
|
Iпо, кА |
iуд, кА |
iaτ, кА |
Iпτ, кА |
|
2,25 |
14,6 |
3,8 |
1,95 |
Преобразование схемы для точки К- 4.
При коротком замыкании в точке К – 4 двигатели, подключены к ней, переходят в режим генератор и начинают подпитывать точку К – 3.
Преобразование схемы относительно точки К – 5.
Воспользуемся методом коэффициентом участка.
хэкв=х19║х21║х24
хэкв=((5,98/5,01)*1,271)/((5,98/5,01)+1,271)=1,51/2,46=0,61
С1= хэкв/х19
С1=0,61/1,96=0,31
С2= хэкв/х21
С2=0,61/3,056=0,19
С3= хэкв/х24
С3=0,61/1,271=0,47
х38= хэкв+х4/С1
х38=0,61+1,20/0,31=5,83
х39= хэкв+х4/С2
х39=0,61+1,20/0,19=9,52
х40= хэкв+х4/С3
х40=0,61+1,20/0,47=3,85
Объединим генераторы Г2 и Г3,Г4 один источник мощности.
х41=х39║х40
х41=9,52*3,85/9,52+3,85=36,652/13,37=2,741
хэкв=х5║х38║х41
хэкв=((12,18/5,016)*2,741)/((12,18/5,016)+2,741)=6,655/5,169=1,287
С1= хэкв/х5
С1=1,287/2,09=0,615
С2= хэкв/х38
С2=1,287/5,83=0,22
С3= хэкв/х41
С3=1,287/2,741=0,469
х42= хэкв+х17/С1
х42=1,287+2,09/0,615=5,49
х43= хэкв+х17/С2
х43=1,287+2,09/0,22=15,35
х44= хэкв+х17/С3
х44=1,287+2,09/0,469=7,2
Лучевая схема для точки К – 4.
Таблица №10 Суммарные токи короткого замыкания для точки К – 4.
|
Iпо, кА |
iуд, кА |
iaτ, кА |
Iпτ, кА |
|
2,30 |
15 |
3,9 |
2 |
Таблица №11
|
Наименование точки |
Итоговая схема. |
Наименование ветви. |
Значение точки к.з. |
|||
|
Iпо, кА |
iуд, кА |
iaτ, кА |
Iпτ, кА |
|||
|
К – 1 Шина ГПП 110 кВ |
С Г1 Г2 Г3 Г4 ∑ |
0,85 0,79 0,85 2,064 2,064 6,618 |
5.647 2,177 2,352 5,73 5,73 21,636 |
3.78 1,25 1,2 2,30 2,30 10,83 |
1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 9,75 |
|
|
К – 2 Шина ГРУ 6 кВ |
С Г1,2 Г3 Г4 ∑ |
0,85 1,64 2,064 2,064 6,618 |
5,647 4,529 5,73 5,73 21,636 |
3,78 2,45 2,30 2,30 10,83 |
1,95 3,9 1,95 1,95 9,75 |
|
|
К – 3 Шина ГРУ 6 кВ |
С Г1 Г2 Г3,4 ∑ |
0,85 0,79 0,85 4,128 6,618 |
5,647 2,177 2,352 11,46 21,636 |
3,78 1,25 1,2 4,6 10,83 |
1,95 1,95 1,95 3,9 9,75 |
|
|
К – 4 Шина ГРУ 6 кВ |
С Г1 Г2,3,4. ∑ |
0,85 0,79 4,978 6,618 |
5,647 2,177 13,812 21,636 |
3,78 1,25 5,8 10,83 |
1,95 1,95 5,85 9,75 |
|
№ РП |
Наименование оборудования |
P,кВт |
cosα/ tgα |
Ки |
Рсн кВт |
Qсн кВАр |
Максимальные нагрузки |
Imax |
||
|
Рмах |
Qмах |
Sмах |
||||||||
|
1 |
насос №1 насос №2 насос №3 насос №4 насос №5 |
0,5 0,5 15 15 15 |
0,8/0,75 |
0,8 |
36,8 |
27,6 |
50,6 |
37,95 |
63,24 |
91,38 |
|
2 |
насос сет. №1 насос сет. №2 насос сет. №3 насос сет. №4 насос сет. №5 насос сет. №6 |
12 12 12 12 12 12 |
0,8/0,75 |
0,8 |
57,6 |
43,2 |
79,2 |
59,4 |
138,6 |
200,289 |
|
3 |
насос сет. №1 насос сет. №2 насос сет. №3 насос сет. №4 насос сет. №5 |
12 12 12 12 12 |
0,8/0,75 |
0,8 |
48 |
36 |
66 |
49,5 |
115,5 |
166,9 |
|
4 |
насос сет. №6 насос сет. №7 насос сет. №8 насос сет. №9 насос сет. №10 |
12 12 12 12 12 |
0,8/0,75 |
0,8 |
48 |
36 |
66 |
49,5 |
115,5 |
166,9 |
|
5 |
насос сет. №1 насос сет. №2 насос сет. №3 насос сет. №4 |
12 15 12 15 |
0,8/0,75 |
0,8 |
43,2 |
32,4 |
59,4 |
44,55 |
103,9 |
150,14 |
|
6 |
насос сет. №5 насос сет. №6 насос сет. №7 насос сет. №8 |
12 15 12 15 |
0,8/0,75 |
0,8 |
43,2 |
32,4 |
59,4 |
44,55 |
103,9 |
150,14 |
|
7 |
насос соли №1 насос соли №2 насос сет. №1 насос сет. №2 насос сет. №3 насос сет. №4 |
3 5 5 5 5 5 |
0,8/0,75 |
0,8 |
22,4 |
16,8 |
30,8 |
23,1 |
53,9 |
77,89 |
|
8 |
дымосос №1 дымосос №2 дымосос №3 дымосос №4 дымосос №5 |
15 15 15 15 15 |
0,8/0,75 |
0,8 |
60 |
45 |
82,5 |
61,8 |
144,3 |
208,5 |
|
9 |
вентилятор №1 вентилятор №2 вентилятор №3 вентилятор №4 вентилятор №6 |
15 15 15 15 15 |
0,8/0,75 |
0,8 |
60 |
45 |
82,5 |
61,8 |
144,3 |
208,5 |
|
10 |
Лд – 80 |
2,4 |
0,8/0,75 |
0,8 |
1,92 |
1,44 |
2,64 |
1,98 |
3,29 |
4,75 |
Выбор автоматического выключателя.
РП1: Imax=91,38 А
Выбираем автоматический выключатель А03710Б. Вид расцепления максимального тока: полупроводниковый и электромагнитный. Номинальный ток отключения Iном= 160 А, расцепления максимального тока Iном=100 А. Предельный ток отключения выключателя Iоткл.=75 кА.
РП2: Imax=200,89 А.
Выбираем автоматический выключатель А3710Б. Вид расцепления максимального тока: полупроводниковый и электромагнитный. Номинальный ток отключения Iном=250 А, номинальный ток расцепления максимального тока Iном=250 А. Предельный ток отключения выключателя Iоткл=75 кА.
РП3: Iмах=166,9 А.
Выбираем автоматический выключатель А3720Б. Вид расцепления максимального тока: полупроводниковый и электромагнитный. Номинальный ток отключения Iном= 250 А, расцепления максимального тока Iном=200 А. . Предельный ток отключения выключателя Iоткл=75 кА.
РП4: Iмах=166,9 А.
Выбираем автоматический выключатель А3720Б. Вид расцепления максимального тока: полупроводниковый и электромагнитный. Номинальный ток отключения Iном= 250 А, расцепления максимального тока Iном=200 А. . Предельный ток отключения выключателя Iоткл=75 кА.
РП5: Iмах=150,14 А
Выбираем автоматический выключатель А3710Б. Вид расцепления максимального тока: полупроводниковый и электромагнитный. Номинальный ток отключения Iном=160 А, номинальный ток расцепления максимального тока Iном=160 А. Предельный ток отключения выключателя Iоткл=75 кА.
РП6: Iмах=150,14 А
Выбираем автоматический выключатель А3710Б. Вид расцепления максимального тока: полупроводниковый и электромагнитный. Номинальный ток отключения Iном=160 А, номинальный ток расцепления максимального тока Iном=160 А. Предельный ток отключения выключателя Iоткл=75 кА.
РП7: Iмах=77,89 А
Выбираем автоматический выключатель А3710Б. Вид расцепления максимального тока: полупроводниковый и электромагнитный. Номинальный ток отключения Iном=80 А, номинальный ток расцепления максимального тока Iном=80 А. Предельный ток отключения выключателя Iоткл=36 кА.
РП8: Iмах=208,5 А
Выбираем автоматический выключатель А3710Б. Вид расцепления максимального тока: полупроводниковый и электромагнитный. Номинальный ток отключения Iном=250 А, номинальный ток расцепления максимального тока Iном=250 А. Предельный ток отключения выключателя Iоткл=75 кА.
РП9: Iмах=208,5 А
Выбираем автоматический выключатель А3710Б. Вид расцепления максимального тока: полупроводниковый и электромагнитный. Номинальный ток отключения Iном=250 А, номинальный ток расцепления максимального тока Iном=250 А. Предельный ток отключения выключателя Iоткл=75 кА.
РП10: Iмах=4,75 А
Выбираем автоматический выключатель А3710Б. Вид расцепления максимального тока: полупроводниковый и электромагнитный. Номинальный ток отключения Iном=40 А, номинальный ток расцепления максимального тока Iном=20 А. Предельный ток отключения выключателя Iоткл=18 кА.
Выбор предохранителей:
РП1: Iмах=91,38.
Выбираем предохранитель ПП - 21. Номинальный ток предохранителя
Iном=100А, плавкой вставки Iном= 100А. Предельное значение отключения тока Iоткл=7 кА
РП2: Iмах=200,289.
Выбираем предохранитель ПП – 31. Номинальный ток предохранителя
Iном=250 А, , плавкой вставки Iном= 250 А. Предельное значение отключения тока
Iоткл=100 кА
РП3: Iмах=166,9 А
Выбираем предохранитель ПП - 21. Номинальный ток предохранителя
Iном=250 А, плавкой вставки Iном=250 А. Предельное значение отключения тока Iоткл=7 кА
РП4: Iмах=166,9 А
Выбираем предохранитель ПП - 21. Номинальный ток предохранителя
Iном=250 А, плавкой вставки Iном=250 А. Предельное значение отключения тока Iоткл=7 кА
РП5: Iмах=150 А
Выбираем предохранитель ПП. Номинальный ток предохранителя
Iном=160 А, плавкой вставки Iном=160 А. Предельное значение отключения тока Iоткл=3,2 – 15 кА.
РП6: Iмах=150 А
Выбираем предохранитель ПП. Номинальный ток предохранителя
Iном=160 А, плавкой вставки Iном=160 А. Предельное значение отключения тока Iоткл=3,2 – 15 кА.
РП7: Iмах=77,89 А.
Выбираем предохранитель ПРС. Номинальный ток предохранителя
Iном=100 А, плавкой вставки Iном=100 А. Предельное значение отключения тока Iоткл=60 А
РП8: Iмах=208,5 А
Выбираем предохранитель ПП – 31. Номинальный ток предохранителя
Iном=250 А, плавкой вставки Iном= 250 А. Предельное значение отключения тока
Iоткл=100 кА
РП9: Iмах=208,5 А
Выбираем предохранитель ПП – 31. Номинальный ток предохранителя
Iном=250 А, , плавкой вставки Iном= 250 А. Предельное значение отключения тока Iоткл=100 кА.
РП10: Iмах=4,75 А
Выбираем предохранитель ПР – 2. Номинальный ток предохранителя Iном=15 А, плавкой вставки Iном=6 А. Предельное значение отключения тока Iоткл=0,8 – 8.
Выбор кабельных линий.
РП1: АВВГ 3*25+1*10
РП2: АВВГ 3*95+1*50
РП4: АВВГ 3*70+1*25
РП5: АВВГ 3*50+1*16
РП6: АВВГ 3*50+1,16
РП7: АВВГ 3*16+1*10
РП8: АВВГ3*95+1*50
РП9: АВВГ3*95+1*50
РП10: АВВГ3*16+1*10
Принимается вводной кабель СБГ 3*120+1*50
Расчет освещения турбинного цеха.
А – длинна помещения – 69 м.
В – ширина помещения – 49 м.
Н – высота помещения – 12 м.
Рассчитывая второй уровень (6м).
Характеристики зрительной работа СВ 0,3 до 0,5
Наименьший размер объекта 3
Подразряд зрительной работы В
Контраст объекта различения с фоном Малый
Характеристика фона Светлый
Освещенность 300 лк
Таблица №12
|
Тип светильника |
Исполнение |
Виды помещений |
||||||
|
сухие |
влажные |
сырые |
особо сырые |
жаркие |
пыльные |
хим. актив. |
||
|
ЛД |
Незащищенные |
+ |
+ |
х |
- |
- |
- |
- |
|
Пожароопасные |
||
|
произв. и складские =|= |
производственные =|= |
взрывоопасные |
|
- |
- х |
В-1, В-1а, В-1б, В-1в, В-2, В-2а |
«+» - Рекомендуется.
«х» - Допускается.
«-» - Запрещается.
Выбор числа ламп и их количество.
Таблица №13
|
Тип светильника |
Кол. Ламп шт. |
Р ламп. Вт |
габариты |
Группа |
||
|
длинна |
ширина |
высота |
||||
|
ЛД 2*80 |
2 |
80 |
1540 |
270 |
210 |
1 |
Примечание: для освещения производственных помещений.
Необходимо определение числа светильников.
Определение по формуле:
N=EнSkz/Fлᶯ*n
N=4070*3381*1,5*1,1/4070*0,63*2=326
326 ламп по всему помещении. 30 ламп на втором уровне.
Световой поток лампы типа ЛД – 80 – 1070 лм.
Ен – 300 лм, коэффициент запаса 1,5м.
Расчет светового потока лампы, отклонение от светового потока должно уложится в 10%.
Fл= EнSkz/ N ᶯ*n
Fл=300*3381*1,5*1,1/30*0,63*2=1673595/37,8=44275
Расчет фактического значения минимального освещения рабочей поверхности.
Еmin= Ен*Fвнт/Fрас
Еmin=300*4070/44272=27,57лк
Расчёт потребляемой мощности всей осветительной установки.
Р∑=Р*N
Р∑=80*30=2400 Вт.
Для освещения турбинного цеха требуется 30 светильников типа ЛД – 2*80
Графическая схема светильников.
Расчет заземления.
При расчете заземления учитывается грунт. Грунт – песок. Выбираем сеть с заземленной нейтралью Rд=0,5
Р=РизмѰ
Ризм – удельное сопротивление грунта.
Ѱ – климатический коэффициент удельного сопротивления грунта.
Р=500*1,56=780
Тип заземления – уголковый у поверхности грунта.
R31=P/2∏*l*ln/4.2*l/b
R31=780/2*3.14*5*ln*4.2*5/0.01=190
Rи≤Rд Rи=0,4 так как нет естественных заземлителей.
n´=R31/Rи*nэ
nэ=R31/ Rи
nэ=190/0.4=475
n´=190/0,4*475=1
n=30, nв=10, nт=20
I=10.5*5*30=157.5
Rг=100 Ом/м
Rи= R31*Rг/R31* n+ Rг* n* nв
Rи=190*100/190*20+100*30*10=19000/3800+30000=0,56
Заключение.
Произведен расчет ТЭЦ 18МВт по наиболее экономичному варианту схемы. Выбрано основное оборудование и рассчитано количество линий, выбрана схема РУ. Генераторы выбраны современные с тройным водяным охлаждением. Произведен расчет токов трехфазного короткого замыкания для пяти точек, по результатам которого были выбраны выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения, а также токоведущие части.
Кроме того, был произведен выбор ОПН, изоляторов, схемы питания собственных нужд ТЭЦ и выбор трансформаторов собственных нужд. Выбор современного оборудования позволяет повысить суммарный КПД и надежность работы электростанции, а также улучшить 5экономические показатели процесса производства электроэнергии.
В графической части приведена схема электрическая принципиальная ТЭЦ 18 МВт, ячейка обходного выключателя ГПП – 110 кВ.