Характеристика схемы присоединения электростанции к электроэнергетической системе

 

На данном этапе проектирования должны быть произведены следующие действия:

1) выбор уровня напряжения для выдачи мощности электростанции в ЭЭС;

2) определение желательного распределения генерирующих мощностей между распределительными устройствами;

3) выбор числа, направления и пропускной способности ЛЭП каждого напряжения;

4) обеспечение питания электроэнергией местной нагрузки;

5) оценка возможности присоединения части блоков электростанции к распределительному устройству ближайшей подстанции;

6) оценка возможности применения на станции двух распределительных устройств одного напряжения.

Исходной информацией для проектирования в данном разделе являются:

· графики нагрузок генераторов и потребителей;

· величина системных и межсистемных перетоков мощности и их характер;

· уровень токов короткого замыкания от ЭЭС;

· требования по регулированию напряжения в характерных узлах ЭЭС, необходимость установки шунтирующих и дугогасящих реакторов, синхронных компенсаторов, батарей конденсаторов.

При курсовом проектировании задачи выбрать схему присоединения ТЭЦ к энергосистеме не ставится. Характеристика присоединения указана в задании на проектирование. ТЭЦ будет связана с системой двумя воздушными линиями на напряжение 110 кВ длиной 35 км. Сопротивление системы в относительных единицах x_С* = 0,14. Мощность системы S_С = 1450 МВА. Аварийный резерв в системе составляет 200 МВт.

 

2.3 Формирование вариантов структурной схемы ТЭЦ

 

При формировании вариантов структурных схем электростанции необходимо решить следующие задачи:

· распределение генераторов между РУ различного напряжения;

· наличие трансформаторов и автотрансформаторов связи между РУ;

· принцип построения электрической схемы станции (блочность, тип блоков и пр.);

· система резервирования электроснабжения потребителей собственных нужд.

 

Проектируемая электростанция имеет РУ генераторного напряжения 10 кВ, от которого предполагается питать промышленное предприятие. Максимум нагрузки, потребляемой на генераторном напряжении, приходится на зимний период и составляет 110 МВт. На напряжении 110 кВ от станции будет питаться промышленный район. Максимум нагрузки, выдаваемой в сеть 110 кВ, также приходится на зимний период и составляет 90 МВт. Связь с системой, как уже было указано, будет осуществляться через РУ 110 кВ.

Согласно заданию на проектирование, на станции предполагается установить 4 турбогенератора мощностью по 63 МВт и 3 турбогенератора мощностью по 100 МВт.

Согласно заданной единичной мощности генераторов, а также напряжения ГРУ, по [11] выбираем турбогенераторы с полным водяным охлаждением типа ТЗФГ-63-2М.

 

Таблица 2.1 - Параметры выбранных турбогенераторов

Тип	Р, МВт	cos j	Sн, МВА	Uн, кВ	КПД, %	Хd", о.е.	Хd', о.е.	Хd, о.е.	Х2, о.е.	Х0, о.е.	Тd0, с	Система возбуждения
ТЗФ-63-2М	63	0,8	78,75	10,5	98,4	0,203	0,275	1,915	0,248	0,102	6,23	Тиристорное самовозбуждение

 

Серия Т3Ф – турбогенераторы с воздушным охлаждением по трехконтурной схеме. Турбогенераторы этой серии являются дальнейшим развитием серии ТФ. Конструкция типа ТЗФ позволяет увеличить единичную мощность турбогенераторов с воздушным охлаждением до 350 МВт и выше. Надежность и перегрузочная способность достигается за счет разделения потоков воздуха, охлаждающего статор и ротор, исключения их взаимного отрицательного влияния. Это позволяет снизить нагрев активных и конструктивных частей генератора при одновременном снижении расхода воздуха. Турбогенераторы этой серии отличаются:
- более интенсивным и равномерным охлаждением активных частей;
- улучшенными характеристиками;
- повышенным значением КПД;
- лучшим использованием электротехнических материалов;
- меньшей монтажной массой статора.

Рисунок 2.1 – Система тиристорного самовозбуждения (СТС)

 

Учитывая, что напряжение генераторов совпадает с напряжением собственных нужд (10 кВ), питание последних экономичнее всего будет осуществить с помощью реактированных ответвлений от ГРУ 10 кВ и генератора 100 МВт. Подробнее об источниках питания собственных нужд будет сказано далее.

 

Принимаем к дальнейшему рассмотрению следующие варианты структурных схем ТЭЦ:

Рисунок 2.2 - Вариант 1 структурной схемы ТЭЦ

Рисунок 2.3 - Вариант 2 структурной схемы ТЭЦ

Рисунок 2.4 - Вариант 3 структурной схемы ТЭЦ