Модернизация резервного возбуждения генераторов Курганской ТЭЦ
- Добавлен: 25.01.2023
- Размер: 3 MB
- Закачек: 0
Узнать, как скачать этот материал
Подписаться на ежедневные обновления каталога:
Описание
Модернизация резервного возбуждения генераторов Курганской ТЭЦ
Состав проекта
|
|
Безымянный.bmp
|
|
Безымянный 2.bmp
|
БЖД готовый (V9).cdw
|
|
|
А1 с рамкой вертикальный.bak
|
|
6 Релейная защита.cdw
|
|
Структура АРВ.cdw
|
|
Релейная(2).cdw
|
|
Тиристорный преобразователь (5,11).cdw
|
|
СхемаЭл 5.11.bak
|
|
2 Схема подключения резервного возбудителя.cdw
|
|
4 Структурная схема атоматического.cdw
|
|
3 Тиристорный преобразователь.cdw
|
|
1 Резервная система тиристорного возбуждения.cdw
|
|
8 ФСА и Эконом.cdw
|
|
СхемаЭл 5.11.cdw
|
|
Тиристорный преобразователь.bak
|
|
5 Цепи функциональных связей АРВ.cdw
|
|
Тиристорный преобразователь (5,11).bak
|
|
Структура АРВ 5.cdw
|
|
Релейная(2) 5.11.cdw
|
|
Структура АРВ (5.cdw
|
|
ФСА и Эконом.cdw
|
|
7 БЖД.cdw
|
|
Тиристорный преобразователь.cdw
|
|
6 Релейная защита.bak
|
|
БЖД готовый.bak
|
|
Релейная(2) 5.11.bak
|
|
Структура АРВ 9.cdw
|
|
7 БЖД (заставили переделать)1.cdw
|
|
СхемаЭл.bak
|
|
2 Схема подключения резервного возбудителя.bak
|
|
А1 с рамкой вертикальный.cdw
|
|
БЖД готовый.cdw
|
СПЕЦИФИКАЦИЯ_оборудования_МОЕ.frw
|
|
ФСА и Эконом (5.11).cdw
|
|
СхемаЭл.cdw
|
|
А1 с рамкой.cdw
|
|
СПЕЦИФИКАЦИЯ_оборудования_МОЕ.bak
|
|
Безымянный111.bmp
|
|
Схема к расчету V9.cdw
|
|
БЖД.bak.cdw
|
Чертеж.jpg
|
|
|
|
7 БЖД (заставили переделать)1.bak
|
|
6 Релейная защита.cdw
|
|
Чертеж.bmp
|
|
2 Схема подключения резервного возбудителя.cdw
|
|
4 Структурная схема атоматического.cdw
|
|
3 Тиристорный преобразователь.cdw
|
|
1 Резервная система тиристорного возбуждения.cdw
|
|
8 ФСА и Эконом.cdw
|
|
7 БЖД (заставили переделать).cdw
|
|
5 Цепи функциональных связей АРВ.cdw
|
|
7 БЖД.cdw
|
|
7 БЖД (заставили переделать)1.cdw
|
|
Отсканировано 26.05.2008 21-13_000.jpg
|
|
БЖД готовый (5.11).cdw
|
|
Схема к расчету.jpg
|
|
БЖД готовый.bak
|
ЗАЩИТА.doc
|
|
Схема к расчету.cdw
|
|
А1 с рамкой вертикальный.cdw
|
|
Схема к расчету V9.bak
|
|
|
|
0.4 Содержание.doc
|
|
5. Выбор параметров (15) (Рисунок - 2) с 41 по 55.doc
|
|
3. Системы возбуждения. Их достоинства и недостатки (13) (рисунки - 6).doc
|
|
6. БЖД (15) (Таблици - 9_ Рисунок - 1) с 56 по 70.doc
|
|
8. Заключение (1) с 94.doc
|
|
5. Выбор параметров (16) (Рисунок - 2).doc
|
|
8. Заключение (1).doc
|
|
6. БЖД (15) (Таблици - 9_ Рисунок - 1).doc
|
|
0.1 Титульный(1).doc
|
|
2. Сведения об энергосистеме (8) (Таблица - 1) с 9 по 16.doc
|
|
7. ФСА (23) (Рисунков - 7_ Таблиц - 6).doc
|
|
9. Литература (3).doc
|
|
4. Выбор системы резервного возбуждения (10) (Таблици - 1_ Рисунки - 2).doc
|
|
1. Обоснование (2) (Рисунок - 1) с 7 по 8.doc
|
ФСА 95 Номер страници.doc
|
|
0.4 Содержание с 4.doc
|
|
ФСА 92 Номер страници.doc
|
|
4. Выбор системы резервного возбуждения (10) (Таблици - 1_ Рисунки - 2) с 30 по 39.doc
|
|
ФСА 95 Таблица.doc
|
|
9. Литература (3) с 95 по 97.doc
|
|
4.5 Перевод с резервного на рабочее с 40.doc
|
|
0.5 Введение (3).doc
|
|
0.3 Анотация (1).doc
|
|
0.2 Задание (1).doc
|
|
0.3 Анотация (1) с 3.doc
|
|
7. ФСА (23) (Рисунков - 7_ Таблиц - 6) с 70 по 93.doc
|
|
1. Обоснование (1) (Рисунок - 1).doc
|
|
3. Системы возбуждения. Их достоинства и недостатки (13) (рисунки - 6) с 17 по 29.doc
|
|
6. БЖД (15) (Таблици - 9.doc_ Рисунок - 1) с 56 по 70 (заставили переделать).doc
|
|
ФСА 92 Таблица.doc
|
|
2. Сведения об энергосистеме (9) (Таблица - 1).doc
|
|
0.5 Введение (2) с 5 по 6.doc
|
|
А1 с рамкой.cdw
|
К ФСА.xls
|
Дополнительная информация
Контент чертежей
БЖД готовый (V9).cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Производительность по циркуляционному
Холопроизводительность
при температуре испарения 10? С и конденсации 50? С
Температура окружающей среды
Температура обработанного воздуха
Свободный напор вентилятора
Напряжение силовой сети
Напряжение сети управления
Мощность электродвигателя вентилятора
Мощность электродвигателя
встроенного в компрессор
охлаждающей конденсатор
Масса кондиционера (сухая)
Частота вращения двигателя
развиваемое вентилятором
Таблица 1 Технические данные кондиционера КСИ-12А
Таблица Технические данные вентилятора Ц4-70 №3
6 Релейная защита.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Максимальная токовая
Выключатель ВБЭ-10-31
Трансформатор ТСЗП-250015
Трансформатор тока ТПОЛ-10-05Р
Реле промежуточное РП-8
Реле указательное РУ21100
Перед тиристорным преобразователем установить
помехоподавляющие R-C-цепочки.
На шинах тиристорного преобразователя установить защиту
шин от дуговых перекрытий.
Максимальная токовая защита
На сигнал "указатель реле не поднят
г) цепи переменного тока
б) цепи оперативного постоянного тока и выходные цепи
в) цепи сигнализации
Структура АРВ.cdw
возбуждения АРВ-СДП1
Проект модернизации резервного возбуждения генераторов
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Автоматический регулятор
возбуждения АРВ - СДП1
БУН-блок уставки напряжения АРВ
ПУН-блок подгонки уставки АРВ
ОМВ-ограничение минимального напряжения АРВ
БРТ-блок реактивного тока АРВ
БЧЗ-блок частоты и защиты АРВ
БФ-блок форсировки АРВ
БН-блок напряжения АРВ
БИП-блок измерения перегрузки АРВ
БОР-блок ограничения тока ротора АРВ
БУ-блок усиления АРВ
БК-блок контроля АРВ
Релейная(2).cdw
синхронизации на самосинхронизацию
Задержка на включение К15 при
Съем управляющих импульсов при
Защита при отказе ограничения двухкратного
Реле-повторитель положения реле
При асинхронном ходе
При отказе ограничителей 2
При КЗ на стороне выпрямленного
Управление резервным
Задержка на отключение AVM при работе
Проект модернизации резервного возбуждения генераторов
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Фиксация асинхронного режима
при потере возбуждения
Реле-повторитель к К15
Контроль напряжения управления
Управление возбуждением
Контроль длительности форировки
Работа выходного реле защиты
При длительной форсировке
Потеря напряжения питания цепи сигнализации
Задержка на отключение
Выходные реле защиты системы резервного возбуждения
Реле двухпозиционное РП-25
Реле промежуточное РП-252
Реле промежуточное РП-23
Реле указательное РУ10
Реле указательное РУ1220
Защита от потери возбуждения
Задержка на срабатывание
Выходное реле защиты
Защита генератора от потери возбуждения
Реле минимального тока РТ40Р5
Реле максимального тока РТ4010
Тиристорный преобразователь (5,11).cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
2 Схема подключения резервного возбудителя.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
резервного возбудителя
Управление выключателем ввода резервного
возбудителя 2ВВ (QR20)
Управление переходом с рабочего
возбуждения на резервное
и с резервного на рабочее
Включить переход с резервного
возбуждения на рабочее
Включить переход с рабочего
возбуждения на резервное
Окончание подгонки уставки напряжения
рабочего возбудителя
Реле промежуточное РП-8
После окончания перевода генератора с резервного возбуждения
на рабочее ключ управления переводом установить в нейтральное
После окончания перевода генератора с рабочего возбуждения на
резервное ключ управления переводом установить в нейтральное
Сигнал на включение QR10 и отключение QR20
Сигнал на включение QR20 и отключение QR10
Сигнал на ГЩУ "перевод с резервного возбудителя на рабочий окончен
Сигнал на ГЩУ "перевод с рабочего возбудителя на резервный окончен"
4 Структурная схема атоматического.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Структурная схема атоматического
регулятора резервного возбуждения
АРВ-СДП1 и ручного регулятора
резервного возбуждения
БУН-блок уставки напряжения АРВ
ПУН-блок подгонки уставки АРВ
ОМВ-ограничение минимального напряжения АРВ
БРТ-блок реактивного тока АРВ
БЧЗ-блок частоты и защиты АРВ
БФ-блок форсировки АРВ
БН-блок напряжения АРВ
БИП-блок измерения перегрузки АРВ
БОР-блок ограничения тока ротора АРВ
БУ-блок усиления АРВ
БК-блок контроля АРВ
ДН-ячейка датчика напряжения
Т-ячейка ограничения тока
Н-ячейка канала напряжения
КР-ячейка контроля блока
3 Тиристорный преобразователь.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Предохранитель ПП57 37671-93 ТУ16-522.107-74
Тиристор ТС122-20-10 ТУ16-432.013-83
Трансформатор 6БП.172.186
Конденсатор МБГЧ-1-1-500В-1мкФ
Диод КД206А 3.362.141 ТУ
Стабилитрон Д815Г оАО.336.545 ТУ
Стабилитрон Д815Е оАО.336.545 ТУ
Светодиод АЛ307БМ ЛАО.336.076 ТУ
Диод КД221 3.362.141 ТУ
Триок ТС122-20-10 ТУ16-432.013-83
1 Резервная система тиристорного возбуждения.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
система тиристорного
Трансформатор преобразовательный
Преобразователь тиристорный типа
Блок-реле защиты ротора РЗР-1М
Шкаф силового ввода типа ШСВ17
Шкаф силового ввода типа ШСВ27
Шкаф силового ввода типа ШСВ31
Шкаф управления защиты и сигнализации
к рабочему возбудителю
8 ФСА и Эконом.cdw
Проект модернизации резервного возбуждения генераторов
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Чистый дисконтированный доход
Окупаемость проекта по годам
Функционально-стоимостная диаграмма базового варианта
Относительные затраты на функцию
Относительная значимость функции
Диаграмма качества исполнения функций
Качество исполнения функции
Относительная важность функции
Функционально-стоимостная диаграмма проектируемого варианта
СхемаЭл 5.11.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Система тиристорного
Трансформатор преобразовательный
Преобразователь тиристорный типа
Блок-реле защиты ротора РЗР-1М
Шкаф силового ввода типа ШСВ17
Шкаф силового ввода типа ШСВ27
Шкаф силового ввода типа ШСВ31
Шкаф управления защиты и сигнализации
к рабочему возбудителю
5 Цепи функциональных связей АРВ.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
цепи сигнализации АРВ
Уменьшение утавки АРВ при перегреве
Отключение БК при синхронизации
Закорачивание выхода АРВ
БУН - блок уставки напряжения АРВ
ПУН - блок подгонки уставки АРВ
ОМВ - ограничение минимального напряжения АРВ
БРТ1 - блок реактивного тока АРВ
БЧЗ - блок частоты и защиты АРВ
БФ - блок форсировки АРВ
БН - блок напряжения АРВ
БИП - блок измерения перегрузки АРВ
БОР - блок ограничения тока ротора АРВ
БУ - блок усиления АРВ
БК - блок контроля АРВ
БРТ2 - блок реактивного тока АРВ
БПР - блок питания реле
Структура АРВ 5.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Структурная схема атоматического
регулятора резервного возбуждения
АРВ-СДП1 и ручного регулятора
резервного возбуждения
БУН-блок уставки напряжения АРВ
ПУН-блок подгонки уставки АРВ
ОМВ-ограничение минимального напряжения АРВ
БРТ-блок реактивного тока АРВ
БЧЗ-блок частоты и защиты АРВ
БФ-блок форсировки АРВ
БН-блок напряжения АРВ
БИП-блок измерения перегрузки АРВ
БОР-блок ограничения тока ротора АРВ
БУ-блок усиления АРВ
БК-блок контроля АРВ
ДН-ячейка датчика напряжения
Т-ячейка ограничения тока
Н-ячейка канала напряжения
КР-ячейка контроля блока
Релейная(2) 5.11.cdw
синхронизации на самосинхронизацию
Задержка на включение К15 при
Съем управляющих импульсов при
Защита при отказе ограничения двухкратного
Реле-повторитель положения реле
При асинхронном ходе
При отказе ограничителей 2
При КЗ на стороне выпрямленного
Управление резервным
Задержка на отключение AVM при работе
Проект модернизации резервного возбуждения генераторов
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Фиксация асинхронного режима
при потере возбуждения
Реле-повторитель к К15
Контроль напряжения управления
Управление возбуждением
Контроль длительности форировки
Работа выходного реле защиты
При длительной форсировке
Потеря напряжения питания цепи сигнализации
Задержка на отключение
Выходные реле защиты системы резервного возбуждения
Реле двухпозиционное РП-25
Реле промежуточное РП-252
Реле промежуточное РП-23
Реле указательное РУ10
Реле указательное РУ1220
Защита от потери возбуждения
Задержка на срабатывание
Выходное реле защиты
Защита генератора от потери возбуждения
Реле минимального тока РТ40Р5
Реле максимального тока РТ4010
Структура АРВ (5.cdw
возбуждения АРВ-СДП1
Проект модернизации резервного возбуждения генераторов
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Автоматический регулятор
возбуждения АРВ - СДП1
БУН-блок уставки напряжения АРВ
ПУН-блок подгонки уставки АРВ
ОМВ-ограничение минимального напряжения АРВ
БРТ-блок реактивного тока АРВ
БЧЗ-блок частоты и защиты АРВ
БФ-блок форсировки АРВ
БН-блок напряжения АРВ
БИП-блок измерения перегрузки АРВ
БОР-блок ограничения тока ротора АРВ
БУ-блок усиления АРВ
БК-блок контроля АРВ
ФСА и Эконом.cdw
Чистый дисконтированный доход
Окупаемость проекта по годам
Функционально-стоимостная диаграмма базового варианта
Относительные затраты на функцию
Относительная значимость функции
Диаграмма качества исполнения функций
Качество исполнения функции
Относительная важность функции
Функционально-стоимостная диаграмма проектируемого варианта
7 БЖД.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Производительность по циркуляционному
Холопроизводительность
при температуре испарения 10
Температура окружающей среды
Температура обработанного воздуха
Свободный напор вентилятора
Напряжение силовой сети
Напряжение сети управления
Мощность электродвигателя вентилятора
Мощность электродвигателя
встроенного в компрессор
охлаждающей конденсатор
Масса кондиционера (сухая)
Частота вращения двигателя
развиваемое вентилятором
Таблица 1 Технические данные кондиционера КСИ-12А
Таблица 2 Технические данные вентилятора Ц4-70 №3
Тиристорный преобразователь.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Структура АРВ 9.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Структурная схема атоматического
регулятора резервного возбуждения
АРВ-СДП1 и ручного регулятора
резервного возбуждения
БУН-блок уставки напряжения АРВ
ПУН-блок подгонки уставки АРВ
ОМВ-ограничение минимального напряжения АРВ
БРТ-блок реактивного тока АРВ
БЧЗ-блок частоты и защиты АРВ
БФ-блок форсировки АРВ
БН-блок напряжения АРВ
БИП-блок измерения перегрузки АРВ
БОР-блок ограничения тока ротора АРВ
БУ-блок усиления АРВ
БК-блок контроля АРВ
ДН-ячейка датчика напряжения
Т-ячейка ограничения тока
Н-ячейка канала напряжения
КР-ячейка контроля блока
7 БЖД (заставили переделать)1.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Производительность по циркуляционному
Холопроизводительность
при температуре испарения 10
Температура окружающей среды
Температура обработанного воздуха
Свободный напор вентилятора
Напряжение силовой сети
Напряжение сети управления
Мощность электродвигателя вентилятора
Мощность электродвигателя
встроенного в компрессор
охлаждающей конденсатор
Масса кондиционера (сухая)
Частота вращения двигателя
развиваемое вентилятором
Таблица 1 Технические данные кондиционера КСИ-12А
Таблица 2 Технические данные вентилятора Ц4-70 №3
А1 с рамкой вертикальный.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
БЖД готовый.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Производительность по циркуляционному
Холопроизводительность
при температуре испарения 10
Температура окружающей среды
Температура обработанного воздуха
Свободный напор вентилятора
Напряжение силовой сети
Напряжение сети управления
Мощность электродвигателя вентилятора
Мощность электродвигателя
встроенного в компрессор
охлаждающей конденсатор
Масса кондиционера (сухая)
Частота вращения двигателя
развиваемое вентилятором
Таблица 1 Технические данные кондиционера КСИ-12А
Таблица 2 Технические данные вентилятора Ц4-70 №3
СПЕЦИФИКАЦИЯ_оборудования_МОЕ.frw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
ФСА и Эконом (5.11).cdw
Чистый дисконтированный доход
Окупаемость проекта по годам
Функционально-стоимостная диаграмма базового варианта
Относительные затраты на функцию
Относительная значимость функции
Диаграмма качества исполнения функций
Качество исполнения функции
Относительная важность функции
Функционально-стоимостная диаграмма проектируемого варианта
СхемаЭл.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Проектируемая резервноая
система тиристорного
Трансформатор преобразовательный
Преобразователь тиристорный типа
Блок-реле защиты ротора РЗР-1М
Шкаф силового ввода типа ШСВ17
Шкаф силового ввода типа ШСВ27
Шкаф силового ввода типа ШСВ31
Шкаф управления защиты и сигнализации
к рабочему возбудителю
А1 с рамкой.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Схема к расчету V9.cdw
БЖД.bak.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
6 Релейная защита.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Максимальная токовая
Выключатель ВБЭ-10-31
Трансформатор ТСЗП-250015
Трансформатор тока ТПОЛ-10-05Р
Реле промежуточное РП-8
Реле указательное РУ21100
Перед тиристорным преобразователем установить
помехоподавляющие R-C-цепочки.
На шинах тиристорного преобразователя установить защиту
шин от дуговых перекрытий.
Максимальная токовая защита
На сигнал "указатель реле не поднят
г) цепи переменного тока
б) цепи оперативного постоянного тока и выходные цепи
в) цепи сигнализации
2 Схема подключения резервного возбудителя.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
резервного возбудителя
Управление выключателем ввода резервного
возбудителя 2ВВ (QR20)
Управление переходом с рабочего
возбуждения на резервное
и с резервного на рабочее
Включить переход с резервного
возбуждения на рабочее
Включить переход с рабочего
возбуждения на резервное
Окончание подгонки уставки напряжения
рабочего возбудителя
Реле промежуточное РП-8
После окончания перевода генератора с резервного возбуждения
на рабочее ключ управления переводом установить в нейтральное
После окончания перевода генератора с рабочего возбуждения на
резервное ключ управления переводом установить в нейтральное
Сигнал на включение QR10 и отключение QR20
Сигнал на включение QR20 и отключение QR10
Сигнал на ГЩУ "перевод с резервного возбудителя на рабочий окончен
Сигнал на ГЩУ "перевод с рабочего возбудителя на резервный окончен"
4 Структурная схема атоматического.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Структурная схема атоматического
регулятора резервного возбуждения
АРВ-СДП1 и ручного регулятора
резервного возбуждения
БУН-блок уставки напряжения АРВ
ПУН-блок подгонки уставки АРВ
ОМВ-ограничение минимального напряжения АРВ
БРТ-блок реактивного тока АРВ
БЧЗ-блок частоты и защиты АРВ
БФ-блок форсировки АРВ
БН-блок напряжения АРВ
БИП-блок измерения перегрузки АРВ
БОР-блок ограничения тока ротора АРВ
БУ-блок усиления АРВ
БК-блок контроля АРВ
ДН-ячейка датчика напряжения
Т-ячейка ограничения тока
Н-ячейка канала напряжения
КР-ячейка контроля блока
3 Тиристорный преобразователь.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Предохранитель ПП57 37671-93 ТУ16-522.107-74
Тиристор ТС122-20-10 ТУ16-432.013-83
Трансформатор 6БП.172.186
Конденсатор МБГЧ-1-1-500В-1мкФ
Диод КД206А 3.362.141 ТУ
Стабилитрон Д815Г оАО.336.545 ТУ
Стабилитрон Д815Е оАО.336.545 ТУ
Светодиод АЛ307БМ ЛАО.336.076 ТУ
Диод КД221 3.362.141 ТУ
Триок ТС122-20-10 ТУ16-432.013-83
1 Резервная система тиристорного возбуждения.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
система тиристорного
Трансформатор преобразовательный
Преобразователь тиристорный типа
Блок-реле защиты ротора РЗР-1М
Шкаф силового ввода типа ШСВ17
Шкаф силового ввода типа ШСВ27
Шкаф силового ввода типа ШСВ31
Шкаф управления защиты и сигнализации
к рабочему возбудителю
8 ФСА и Эконом.cdw
Проект модернизации резервного возбуждения генераторов
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Чистый дисконтированный доход
Окупаемость проекта по годам
Функционально-стоимостная диаграмма базового варианта
Относительные затраты на функцию
Относительная значимость функции
Диаграмма качества исполнения функций
Качество исполнения функции
Относительная важность функции
Функционально-стоимостная диаграмма проектируемого варианта
7 БЖД (заставили переделать).cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Производительность по циркуляционному
Холопроизводительность
при температуре испарения 10
Температура окружающей среды
Температура обработанного воздуха
Свободный напор вентилятора
Напряжение силовой сети
Напряжение сети управления
Мощность электродвигателя вентилятора
Мощность электродвигателя
встроенного в компрессор
охлаждающей конденсатор
Масса кондиционера (сухая)
Частота вращения двигателя
развиваемое вентилятором
Таблица 1 Технические характеристики кондиционера КСИ-12А
Таблица 2 Технические характеристики вентилятора Ц4-70 №3
5 Цепи функциональных связей АРВ.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
цепи сигнализации АРВ
Уменьшение утавки АРВ при перегреве
Отключение БК при синхронизации
Закорачивание выхода АРВ
БУН - блок уставки напряжения АРВ
ПУН - блок подгонки уставки АРВ
ОМВ - ограничение минимального напряжения АРВ
БРТ1 - блок реактивного тока АРВ
БЧЗ - блок частоты и защиты АРВ
БФ - блок форсировки АРВ
БН - блок напряжения АРВ
БИП - блок измерения перегрузки АРВ
БОР - блок ограничения тока ротора АРВ
БУ - блок усиления АРВ
БК - блок контроля АРВ
БРТ2 - блок реактивного тока АРВ
БПР - блок питания реле
7 БЖД.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Производительность по циркуляционному
Холопроизводительность
при температуре испарения 10
Температура окружающей среды
Температура обработанного воздуха
Свободный напор вентилятора
Напряжение силовой сети
Напряжение сети управления
Мощность электродвигателя вентилятора
Мощность электродвигателя
встроенного в компрессор
охлаждающей конденсатор
Масса кондиционера (сухая)
Частота вращения двигателя
развиваемое вентилятором
Таблица 1 Технические данные кондиционера КСИ-12А
Таблица 2 Технические данные вентилятора Ц4-70 №3
7 БЖД (заставили переделать)1.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Производительность по циркуляционному
Холопроизводительность
при температуре испарения 10
Температура окружающей среды
Температура обработанного воздуха
Свободный напор вентилятора
Напряжение силовой сети
Напряжение сети управления
Мощность электродвигателя вентилятора
Мощность электродвигателя
встроенного в компрессор
охлаждающей конденсатор
Масса кондиционера (сухая)
Частота вращения двигателя
развиваемое вентилятором
Таблица 1 Технические характеристики кондиционера КСИ-12А
Таблица 2 Технические характеристики вентилятора Ц4-70 №3
БЖД готовый (5.11).cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Производительность по циркуляционному
Холопроизводительность
при температуре испарения 10? С и конденсации 50? С
Температура окружающей среды
Температура обработанного воздуха
Свободный напор вентилятора
Напряжение силовой сети
Напряжение сети управления
Мощность электродвигателя вентилятора
Мощность электродвигателя
встроенного в компрессор
охлаждающей конденсатор
Масса кондиционера (сухая)
Частота вращения двигателя
развиваемое вентилятором
Таблица 1 Технические данные кондиционера КСИ-12А
Таблица Технические данные вентилятора Ц4-70 №3
ЗАЩИТА.doc
Необходимость замены устаревшей системы резервного возбуждения диктуют возрастающие требования к качеству надежности электроснабжения. Повышение устойчивости работы генератора в системе может значительно увеличить срок эксплуатации всего оборудования обеспечивающего работу генератора.
В настоящее время на 3 очереди КТЭЦ установлена электромашинная система резервного возбуждения с системой АРВ пропорционального действия которая не обеспечивает необходимые условия для статической и динамической устойчивости генератора.
В своем проекте я предлагаю заменить существующую систему резервного возбуждения на более современную тиристорную систему основанную на базе СТС-370-2500 производства ПО «Уралэлектротяжмаш» г. Екатеринбург. Данная система поставляется в комплектации с АРВ-СДП. Комплект поставки включает в себя шкафы ШСВ-1(с тиристорами промеж тр-ры собств нужд системы возбужд) ШСВ-2(АГП тиристорный разрядник и контактор самосинхронизации) ШУЗС (АРВ-СДП БДУ БК и вспом аппаратура для РЗ) (Лист 1). Данная система подключается к системе собственных нужд чз преобразовательный трансформатор ТСЗП.
В систему входят два тиристорных преобразователя включенных параллельно. Вентильное плечо трехфазного мостового преобразователя содержит пять параллельных блоков тиристора с 630 – амперным тиристором в каждом. Ток возбуждения регулируется полупроводниковым автоматическим регулятором АРВ – СДП. (Лист 2). В системе их 2: 1 - рабочий 2 – форсировочный.
АРВ СД осуществляющие регулирование не только по отклонению Uг напряжения генератора и его скорости U'г но и по отклонению от синхронной его частоты вращения f и скорости ее изменения f' а также по скорости изменения тока возбуждения I'f. Цепи функциональных связей АРВ показаны на ЛИСТЕ 4.
Так же применение тиристорной системы дает нам возможность подгонки уставки напряжения на АРВ и РРВ а так же на рабочей системе возбуждения. Это показано на иллюстрации 1.
Используя подгонку уставки я разработал схему автоматического перевода с резервного возбуждения на рабочее чего ранее не позволяла сделать электромашинная система возбуждения. (ЛИСТ 5)
В проектируемой мной системе резервного возбуждения содержится комплект защит ТРАНСФОРМАТОРА И ПТ (ТО и МТЗ а так же ДЗШ на РДЗ). (ЛИСТ 6) а так же защиты генератора:
) зашита от потери возбуждения;
) Защита ротора от перегрузки током ротора;
) Защита ротора от длительной двукратной форсировки;
) защита от перегрузки ротора током возбуждения;
) Защита статора от повышения напряжения.
В разделе экологии и безопасности жизнедеятельности мною было рассчитана система вентиляции и кондиционирования помещения в котором располагается система возбуждения.
При выборе проектного решения была использована корректирующая формула ФСА произведен инвестиционный расчет проекта модернизации системы резервного возбуждения с помощью метода дисконтированных денежных потоков. Срок окупаемости составил 10 лет. СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!!!!!!!!!!!!!
Схема к расчету.cdw
А1 с рамкой вертикальный.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
0.4 Содержание.doc
1 Общие данные об «Курганская генерирующая компания» 11
2 Общие данные по Курганской ТЭЦ .. 12
3 Анализ существующего состояния энергоснабжения потребителей Курганской энергосистемы ..17
Системы возбуждения их достоинства и недостатки .20
1 Электромашинные системы возбуждения с возбудителем постоянного тока .23
2 Системы возбуждения с возбудителем переменного тока и полупроводниковыми выпрямителями 26
3 Системы самовозбуждения со статическими выпрямителями 30
Выбор системы резервного возбуждения генераторов ..33
1 Влияние регулирования возбуждения на устойчивость генераторов 33
2 Общие положения 37
3 Выбор выключателя для резервной системы возбуждения 40
4 Выбор токоведущих частей 41
Расчет параметров настройки аппаратуры системы резервного возбуждения 43
1 Расчет уставок защит преобразовательного трансформатора 43
1.1 Описание защит преобразовательного трансформатора ..43
1.2 Расчет максимальной токовой защиты 44
1.3 Расчет токовой отсечки 46
2 Определение уставок реле защит автоматики и сигнализации тиристорного возбудителя 47
2.1 Общие положения 47
2.2 Расчет защиты от потери возбуждения .48
2.3 Расчет защиты ротора от перегрузки неограниченным током форсировки .49
2.4 Расчет защиты ротора от длительной двукратной форсировки 49
2.5 Расчет релейной сигнализации о перегрузке ротора током возбуждения 50
2.6 Расчет защиты статора от повышения напряжения ..51
2.7 Расчет защиты тиристорного возбудителя от пониженной частоты напряжения питания ..52
2.8 Расчет параметров схемы контроля завершения начального возбуждения 52
3 Определение характеристик тиристорных преобразователей .53
3.1 Общие положения 53
3.2.Соотношения для расчета характеристик тиристорных преобразователей ..54
4 Выбор защиты от дуговых перекрытий в силовом преобразователе .57
Экология и безопасность жизнедеятельности .59
1 Условия эксплуатации оборудования и характеристика санитарно-гигиенических условий труда обслуживающего персонала 59
2 Правила охраны труда при обслуживании проектируемого оборудования 61
3 Расчет вентиляции 65
Организационно-экономическая часть .74
1 Общие положения 74
2 Построение функциональной и структурной модели объекта проектирования .78
3 Функционально-стоимостной анализ базового варианта 81
4 Функционально-стоимостной анализ проектируемого варианта 85
5 Технико-экономическое обоснование надежности .88
6 Экономический эффект при модернизации системы ..92
Список использованных источников . . . 98
5. Выбор параметров (15) (Рисунок - 2) с 41 по 55.doc
СИСТЕМЫ РЕЗЕРВНОГО ВОЗБУЖДЕНИЯ
1 Расчет уставок защит преобразовательного трансформатора
1.1 Описание защит преобразовательного трансформатора
Преобразовательный трансформатор ТСЗП-250015 снабжается максимальной токовой защитой (МТЗ) и токовой отсечкой (ТО) [2]. Защиты воздействуют на выключатель и отключают его от сети в случаях коротких замыканий внутри трансформатора либо на стороне вентильной обмотки. Защиты не должны реагировать на токи перегрузки вызванные отказом устройств ограничения тока ротора (в том числе при неуправляемой форсировке тиристорных преобразователей) - для этих целей предусмотрены защиты тиристорного возбудителя.
Расчетная схема приведена на рисунке 5.1.
1.2 Расчет токов короткого замыкания
Схема соединения обмоток трансформатора – .
Максимальное значение тока трехфазного КЗ за трансформатором (точка К2) протекающего по стороне генераторного напряжения:
1.2 Расчет максимальной токовой защиты
Уставка МТЗ по току отстраивается от максимального значения тока форсировки возбуждения за которое целесообразно принять 25 – кратное значение номинального тока тиристорного возбудителя. Чувствительность МТЗ определяемая как отношение тока двухфазного КЗ за трансформатором к току уставки должна быть не ниже 15 [2 4 32].
Определим минимальное значение тока уставки реле МТЗ:
IМТЗмин= ; IМТЗмин= А
где Кн – коэффициент надежности защиты (12);
Кф – коэффициент форсировки ТВ (25);
Iтв.ном – номинальное значение выпрямленного тока тиристорного возбудителя (паспортное значение);
Ксх – коэффициент схемы трехфазного шестипульсного выпрямления определяющий отношение эффективного значения фазного тока на стороне переменного тока преобразователя к среднему значению выпрямленного тока.
КВ – минимально допустимое значение коэффициента возврата токового реле (08);
КТТ – коэффициент трансформации трансформатора тока (6005);
КТП – коэффициент трансформации преобразовательного трансформатора.
Выбираем удобное для настройки значение тока уставки реле МТЗ равное или большее полученного минимального значения:
Определяется чувствительность защиты коэффициент чувствительности:
Выдержка времени МТЗ отстраивается от времени перегорания предохранителей тиристорных преобразователей и составляет
1.3 Расчет токовой отсечки
Уставка ТО отстраивается от максимального значения тока трехфазного КЗ на стороне вентильной обмотки ТП при этом отсечка не должна реагировать на бросок тока намагничивания достигающего пятикратного значения номинального. Чувствительность отсечки определяемая как отношение минимального тока КЗ на стороне генераторного напряжения к току уставки должна быть не менее 2 [2 4 32].
Последовательность расчета уставки следующая:
Определяем минимальное значение тока установки ТО
где КН - минимальное значение коэффициента надежности для ТО (14).
Определяем максимальное значение тока намагничивания ТП:
Уставка реле ТО принимается равной или больше максимального из двух полученных значений
Определяем коэффициент чувствительности ТО:
2 Определение уставок реле защит автоматики и сигнализации тиристорного возбудителя
Все описываемые модификации систем СТС комплектуются стандартным набором релейных защит и схем автоматики и управления основная часть которых смонтирована в шкафу ШУЗС. Поскольку наименования реле однотипных схем в различных модификациях ШУЗС неодинаковы уставки реле определяются в общем виде и иллюстрируются примерами для реле шкафа ШУЗС-8.
При определении уставок защит в расчетных формулах использованы следующие коэффициенты:
КСХ – коэффициент схемы трехфазного шестипульсного выпрямления (схемы Ларионова). Численное значение
КТТ – коэффициент трансформации трансформатора тока;
КТН – коэффициент трансформации трансформатора напряжения;
КВ – коэффициент возврата реле;
КН – коэффициент надежности защиты учитывающий погрешность расчетов и
разброс технологических параметров элементов защиты.
2.2 Расчет защиты от потери возбуждения
Защита от потери возбуждения выполнена на реле минимального тока и реле времени. За уставку защиты по току принимается величина равная 10% номинального тока возбуждения СГ [2 4 32]:
Реле минимального тока настраивается по замыканию размыкающих контактов.
Воздействие защиты производится на контактор шунтирующий ротор СГ через резистор самосинхронизации. Реле времени обеспечивает задержку воздействия необходимую при начальном возбуждении СГ и для предотвращения излишних срабатываний контактора при кратковременных провалах тока возбуждения (что возможно в частности при синхронизации СГ с сетью или в режимах ОМВ при малых нагрузках СГ). В данном случае определяющим является время начального возбуждения генератора рекомендуемая уставка реле времени:
В ШУЗС-8 защита выполнена на реле КА1 КТ3. Определение уставок реле:
2.3 Расчет защиты ротора от перегрузки
неограниченным током форсировки
Защита ротора от перегрузки неограниченным током форсировки резервирует устройство ограничения двойного тока ротора – блок БОР АРВ отключая регулятор а также контролирует исправность тиристорных преобразователей отключая АГП и СГ от сети в случае неуправляемого процесса форсировки [2 4 32].
По току защита отстраивается от уставки БОР на 15%:
В шкафу ШУЗС-8 защита составлена из реле максимального тока КА2 и реле времени КТ4:
Реле КТ4 мгновенными контактами отключает АРВ. Время задержки воздействия защиты на выходное реле защит ТВ (уставка упорного контакта КТ4) составляет:
2.4 Расчет защиты ротора от длительной двукратной форсировки
Защита ротора от длительной двукратной форсировки резервирует устройства ограничения времени перегрузки блок измерения перегрузки автоматического регулятора возбуждения и реле РЗР – 1М .
Уставка реле фиксации двукратного тока принимается равной 90 % двойного тока ротора:
Задержка воздействия защиты отстраивается от максимально допустимого времени перегрузки синхронного генератора двукратным током ротора .
В шкафу ШУЗС – 8 защита выполнена на базе реле максимального тока КА3 и реле времени КТ10.
При максимально допустимом времени двукратной перегрузки турбогенератора ТВФ – 120 равном 20 с уставка реле КТ10 составляет
2.5 Расчет релейной сигнализации о перегрузке ротора током
Релейная сигнализация о перегрузке ротора током возбуждения выполнена на реле максимального тока КА4 и реле времени КТ11 [2 4 32].
При выборе уставки токового реле следует исходить из того что в случае прекращения перегрузки и снижения тока ротора до номинального значения реле должно возвращаться в исходное состояние:
Коэффициент надежности принимаем равным:
Для достижения максимальной чувствительности схемы необходимо реле с высоким коэффициентом возврата. Реле РТ4010 входящее в комплект поставки непригодно для работы в данной схеме.
Задержка сигнала необходимая для выявления режима устойчивой перегрузки составляет:
2.6 Расчет защиты статора от повышения напряжения
Защита статора от повышения напряжения осуществляет в случае повышении напряжения на статоре при работе синхронного генератора в режиме холостого хода мгновенное отключение автоматического регулятора возбуждения и развозбуждение синхронного генератора инвертированием преобразователей а в случае неуспешного развозбуждения воздействует на отключение АГП [2 4 32]. Уставка защиты по напряжению отстраивается от допустимого перенапряжения статора синхронного генератора или блочного трансформатора. В качестве коэффициента перенапряжения КП принимается меньшая из величин:
Время задержки на отключение автомата гашения поля определяется наименьшим временем допустимого перенапряжения синхронного генератора или трансформатора.
Защита в ШУЗС – 8 выполнена на реле максимального напряжения KV1 и реле времени КТ2.
2.7 Расчет защиты тиристорного возбудителя от пониженной
частоты напряжения питания
Защита тиристорного возбудителя от пониженной частоты напряжения питания предотвращает насыщение магнитопроводов синхронного генератора и трансформаторов а также возникновение режима форсировки тиристорного возбудителя в результате частотного дрейфа опорных напряжений систем управления тиристорным преобразователем [2 4 32]. Во всех модификациях систем тиристорного самовозбуждения (СТС) защита выполнена на реле частоты KF1. Уставка реле принимается равной:
Fуст KF1 = 45 – 46 Гц.
2.8 Расчет параметров схемы контроля завершения начального
Схема контроля завершения начального возбуждения воздействует на устройство начального возбуждения (УНВ) при достижении напряжением статора значения свидетельствующее о протекания процесса самовозбуждения. В противном случае устройство начального возбуждения отключает реле времени через время которое достаточно для начального возбуждения. Схема состоит из реле контроля напряжения статора и реле контроля времени начального возбуждения [2 4 32].
Уставка реле напряжения выбирается в центре диапазона между максимальным напряжением статора синхронного генератора при питании ротора от устройства начального возбуждения (то есть при неуспешном начальном возбуждении на холодный ротор) что составляет 20 % номинального значения и минимальным напряжением статора в процессе программного пуска синхронного генератора с автоматическим регулятором возбуждения составляющим 30 % номинального значения.
Таким образом уставка реле равна 25 % номинального напряжения статора синхронного генератора:
Время начального возбуждения ограничивается термической устойчивостью устройства начального возбуждения. Рекомендуемое значение
(Для обеспечения работоспособности схемы требуется заменить реле KV2 на реле РН5360Д).
3 Определение характеристик тиристорных преобразователей
В данном разделе приведены расчеты основных характеристик тиристорных преобразователей входящих в состав системы СТС – 370 – 2500 [2 3 7 8].
Расчет включает в себя определение рабочего угла управления («рабочей точки») и угла инвертирования тиристорного преобразователя диапазона углов управления при работе синхронного генератора на холостом ходу и в сети а также регулировочных характеристик тиристорного преобразователя в названных режимах работы генератора. Результаты расчета используются для настройки рабочих точек преобразователя коэффициентов усиления АРВ и блока дистанционного управления по каналу напряжения и устройств ограничения тока ротора генератора.
Расчет должен обладать высокой точностью в связи с тем что система управления тиристорами (СУТ) и блок дистанционного управления тиристорных систем самовозбуждения не имеют элементов оперативной подстройки своих параметров и их коррекция при проведении эксплутационных испытаний нежелательна.
Погрешность расчета не должна превышать 5 %. Для достижения таких результатов необходимо решение системы нелинейных уравнений нелинейность которых обусловлена зависимостью угла коммутации тиристорного преобразователя от тока возбуждения.
3.2.Соотношения для расчета характеристик тиристорных
Расчет характеристик тиристорного преобразователя проводится на основании следующих соотношений [8]:
гдеUd – среднее за период выпрямленное напряжение тиристорного преобразователя;
Ud – действующее значение линейного напряжения питания тиристорного преобразователя;
Iв – ток нагрузки тиристорного преобразователя;
ха – реактивность коммутации на стороне переменного тока тиристорного преобразователя приведенная к напряжению питания преобразователя;
Rа – активное сопротивление на стороне переменного тока тиристорного преобразователя приведенное к напряжению питания преобразователя;
U – прямое падение напряжения на плече тиристорного преобразователя;
α – угол управления тиристорного преобразователя (эл.град.);
γ – угол коммутации тиристорного преобразователя (эл.град.)
В первом уравнении системы (4.1) первое слагаемое определяет напряжение на стороне постоянного тока тиристорного преобразователя как функцию напряжения питания и угла управления. Последующие слагаемые определяют снижение выпрямленного напряжения : в процессе коммутации тока с вентиля на вентиль – второе слагаемое при протекании тока по активному сопротивлению на стороне переменного тока тиристорного преобразователя – третье слагаемое и в результате падения напряжения на вентилях тиристорного преобразователя – четвертое слагаемое.
Второе уравнение в системе (4.1) определяет угол коммутации как функцию тока преобразователя и угла управления.
Ток нагрузки тиристорного преобразователя определяется из уравнения
гдеRв – активная составляющая сопротивления току нагрузки включающая в себя сопротивление обмотки ротора Rf и сопротивление связи ротора и тиристорного преобразователя – Rc.
Рабочие углы управления преобразователями в том числе и «рабочая точка» тиристорного преобразователя определяются из совместного решения (4.1) и (4.2) при заданных значениях тока нагрузки тиристорного преобразователя :
Напряжение смещения «рабочей точки» системы управления тиристорами вычисляется по формуле
Uсм = -UОП·cosαу.о . (4.5)
где UОП – амплитудное значение опорного напряжения системы управления
αу.о – «рабочая точка» тиристорного преобразователя угол управления соответствующий фиксированному значению тока нагрузки тиристорного преобразователя при отсутствии сигнала управления. Определяется из (4.4).
Формула (4.5) представляет собой частный случай характеристики фазосмещения системы управления тиристорами
где UУ – напряжение сигнала управления системы управления тиристорами
выходное напряжение АРВ или блока дистанционного управления.
Выражение для определения углов инвертирования имеет вид :
αи = 180 – γ – . (4.7)
где γ – угол коммутации определяемый из (4.1) для режима
предшествующего инвертированию;
– угол запаса учитывающий асимметрию импульсов управления
тиристорного преобразователя индуктивностей коммутации фаз
преобразовательного трансформатора и время включения вентилей
тиристорного преобразователя.
4 Выбор защиты от дуговых перекрытий в силовом преобразователе
Защиту от дуговых перекрытий в силовом преобразователе предлагается выполнить на реле дуговой защиты типа РДЗ – 012МТ [4].
Реле предназначено для установки на вертикальную плоскость заземленной металлоконструкции. Монтаж и наладка реле должны обеспечиваться в обесточенном состоянии. Реле не нуждается в регулировке поэтому для включения реле в работу достаточно подключить фотодатчики контакты выходного реле и цепи постоянного оперативного тока.
Предусматривается установка четырех рабочих фотодатчиков (по два на каждый преобразователь) и двух тормозных. На каждый шкаф с тиристорным преобразователем устанавливается по два рабочих фотодатчика расположить их требуется так чтоб обеспечить наиболее широкий «обзор» каждому фотодатчику. Тормозной фотодатчик устанавливается в том месте в котором помехоустойчивость и чувствительность к дуговым перекрытиям стала бы максимальной. Ориентируются тормозные фотодатчики в сторону наиболее вероятной помехи. С целью снижения электромагнитных помех рекомендуется соединение фотодатчиков и реле проводниками в металлизированной оплетке.
3. Системы возбуждения. Их достоинства и недостатки (13) (рисунки - 6).doc
Система возбуждения предназначена для питания обмотки возбуждения синхронной машины постоянным током и соответствующего регулирования тока возбуждения.
Систему возбуждения принято характеризовать номинальным напряжением возбуждения Uf ном на выводах обмотки возбуждения и номинальным током If ном в обмотке возбуждения которые соответствуют номинальному режиму работы электрической машины; номинальной мощностью возбуждения Pf ном= Uf ном· If ном которая обычно составляет 02-06% номинальной мощности машины; форсировочной способностью (кратностью форсировки); быстродействием системы возбуждения во время аварий в энергосистеме и быстротой развозбуждения генератора в случаях его повреждений.
Выбор номинального напряжения возбуждения определяется: мощностью возбуждения; предельными токами которые могут быть пропущены через контактные кольца и щетки; предельными напряжениями при которых возбудители работают надежно и т.д. Номинальное напряжение возбуждения современных генераторов составляет 80-600 В.
Нижний предел относится к генераторам мощностью несколько мегаватт верхний – к генераторам большой мощности.
Номинальный ток возбуждения так же зависит от мощности генератора.
Для генераторов небольшой мощности он составляет несколько десятков или сотен ампер а для генераторов мощностью более 200 МВт достигает 2000-8000А.
Под форсировочной способностью по напряжению понимают отношение наибольшего установившегося напряжения (потолка) Uf п.у возбудителя (присоединенного к обмотке возбуждения генератора) к номинальному значению напряжения возбудителя Uf ном а под форсировочной способностью по току понимают отношение предельного (наибольшего допускаемого по нагреву обмотки ротора) тока возбуждения If п обеспечиваемого возбудителем в режиме форсировки к номинальному току возбуждения If ном .
Быстродействие системы возбуждения в процессе форсировки напряжения при авариях в энергосистемах характеризуют номинальной скоростью нарастания напряжения возбудителя 1с которая определяется по формуле:
где Ufп – предельное напряжение возбудителя (для электромашинных возбудителей Ufп= Uf п.у для выпрямительных систем Ufп> Uf п.у ); t1 – время в течении которого напряжение возбудителя возрастает до значения:
Uf = =Ufном + 0632(Ufп - Ufном).
Для систем возбуждения у которых кривая uf = f(t) может быть представлена экспонентой uf = Ufп–(Ufп - Ufном)exp(-1Те) время t1= Те (рис. 1.1). Постоянная времени подъема напряжения возбудителя Те определяется параметрами возбудителя кратностью форсировки и быстродействием автоматического регулятора возбуждения а при электромашинной системе возбуждения так же и частотой вращения возбудителя. Скорость нарастания напряжения тем выше чем больше потолок возбуждения и чем меньше постоянная времени Те.
К системе возбуждения синхронных машин предъявляются высокие требования. Она должна обеспечивать:
- надежное питание обмотки возбуждения в нормальных и аварийных режимах;
- устойчивое регулирование тока возбуждения при изменении нагрузки генератора от нуля до номинальной;
- потолочное возбуждение в течение определенного времени необходимого для восстановления режима после ликвидации аварии.
Кроме того она должна быть достаточно быстродействующей и иметь кратность форсировки по напряжению не менее 20 (часто ее увеличивают до 3 – 4 и более).
Кратность форсировки по напряжению и соответственно предельное напряжение возбудителя ограничиваютсся испытательным напряжением изоляции обмотки ротора а при наличии коллекторного возбудителя - и опасностью появления кругового огня на коллекторных пластинах. Предельный ток возбуждения и длительность работы с таким током ограничиваются допустимым нагревом ротора и зависят от типа системы охлаждения.
Номинальная скорость нарастания напряжения возбуждения должна быть не менее 2 (1с) а для генераторов к которым предъявляются повышенные требования в отношении устойчивости она может быть значительно выше (более 7-9 1с).
В зависимости от источника энергии используемого для возбуждения синхронной машины все системы возбуждения можно подразделить на три основные группы:
)системы возбуждения в которых источником энергии является генератор постоянного тока (возбудитель);
)системы возбуждения в которых источником энергии является генератор переменного тока (возбудитель). Переменный ток этого генератора преобразуется в постоянный с помощью полупроводниковых управляемых или неуправляемых выпрямителей;
)системы возбуждения в которых используется энергия самой возбуждаемой машины (самовозбуждение). Эта энергия преобразуется с помощью специальных трансформаторов и полупроводниковых выпрямителей.
Системы возбуждения первой группы являются независимыми от напряжения возбуждаемой машины если возбудитель приводится во вращение от ее вала или от электродвигателя который подключен к воспомогательному генератору расположенному на одном валу с возбуждаемой машиной. Вторая система также является независимой а третья – зависимой от напряжения возбуждаемой машины.
1 Электромашинные системы возбуждения с возбудителем постоянного тока
Здесь возбудителем служит генератор постоянного тока который в зависимости от схемы питания его обмотки возбуждения работает или по схеме самовозбуждения (рис.3.1) или по схеме независимого возбуждения. В последнем случае устанавливают вторую машину постоянного тока - подвозбудитель. Для возбуждения синхронных генераторов большее распространение получила схема с самовозбуждением возбудителя как более простая и обеспечивающая большую надежность в эксплуатации. Регулирование тока возбуждения генератора осуществляет автоматический регулятор возбуждения путем изменения тока возбуждения возбудителя.
Электромашинную систему возбуждения в которой возбудитель непосредственно сочленен валом возбуждаемой машины принято называть прямой а электромашинную систему возбуждения в который привод возбудителя осуществляется от электродвигателя (независимо от источника его питания)- косвенной.
При прямом возбуждении (рис.3.2 а) возбудитель приводится во вращение непосредственно от вала генератора. Такая система возбуждения имеет ряд достоинств: ввиду большой инерции агрегата турбина – генератор частота вращения возбудителя при КЗ практически остается неизменной; система содержит небольшое количество оборудования и поэтому обладает достаточной надежностью и небольшой стоимостью. Однако ремонт и ревизия возбудителя возможны только при остановленном генераторе. Кроме того эта система возбуждения не может быть использована для возбуждения мощных генераторов. По условиям надежной коммутации и механической прочности коллектора предельная мощность электромашинных возбудителей постоянного тока при частоте вращения 750 обмин составляет 2500-3600 кВт а при частоте 3000 обмин снижается до 300-500 кВт что соответствует мощности возбуждения турбогенератора 110-160 МВт. Предельная мощность тихоходных возбудителей ограничена размерами возбудителя и скоростью нарастания напряжения.
По указанным причинам нельзя создать мощные возбудители предназначенные для непосредственного соединения с валом крупных быстроходных турбогенераторов и тихоходных гидрогенераторов. Поэтому прямая электромашинная система возбуждения нашла применение только для турбо- и гидрогенераторов небольшой мощности.
Рисунок 3.2. Электромашинная система возбуждения с возбудителем постоянного тока:
а – независимое прямое возбуждение; б – независимое косвенное возбуждение;
в – зависимое косвенное возбуждение; М – двигатель; GA – вспомогательный генератор;
Y – соединительная муфта.
При косвенном возбуждении возбудитель приводится во вращение двигателем который может быть подключен или к вспомогательному синхронному генератору установленному вместе со своим возбудителем на общем валу с генератором (рис. 3.2 б) или к шинам системы СН (рис. 3.2 в). В первом случае систему часто называют независимой во втором – зависимой. Установка отдельного двигателя позволяет выбрать рациональную частоту вращения возбудителя при которой может быть изготовлен возбудитель требуемой мощности и размеров. Однако такая система возбуждения сложнее прямой системы поэтому обладает меньшей надежностью а при присоединении электродвигателя к шинам СН она оказывается чувствительной к изменениям напряжения во внешней сети. При кратковременных снижениях напряжения (продолжительность определяется временем отключения места повреждения) возможно поддержать частоту вращения и соответственно напряжение возбудителя в нужных пределах путем установки маховика повышающего механическую постоянную времени агрегата двигатель – возбудитель. Косвенная независимая система возбуждения применена в основном только для тихоходных гидрогенераторов небольшой мощности а косвенная зависимая система возбуждения с маховиком – для возбуждения синхронных компенсаторов капсульных генераторов а также для резервного возбуждения генераторов.
Электромашинная система возбуждения с возбудителем постоянного тока характеризуется большими постоянными времени Те (03 – 06 с) небольшими потолками по напряжению (не более 2Ufном) и соответственно небольшими скоростями подъема возбуждения. Учитывая также указанные ранее недостатки в настоящее время ее заменяют более совершенными системами которые приводятся ниже.
2 Системы возбуждения с возбудителем переменного тока и полупроводниковыми выпрямителями
Система возбуждения с возбудителем повышенной частоты и неподвижными полупроводниковыми выпрямителями.
Эту систему обычно называют «высокочастотной» так как для уменьшения размеров возбудителя и магнитных усилителей системы регулирования возбудитель переменного тока выполняют высокочастотным (обычно 500 Гц). Высокочастотная система (рис.3.3) была установлена на некоторых турбогенераторах мощностью 160 – 320 МВт. По своему быстродействию она эквивалентна электромашинной системе возбуждения. Поэтому в дальнейшем предполагается замена этой системы более быстродействующими системами (см. ниже).
Система возбуждения с возбудителем 50Гц и статическими выпрямителями (статическая тиристорная система независимого возбуждения).
В этой системе возбуждения (рис.3.4) группа статических выпрямителей преобразует переменный ток возбудителя GE с частотой 50Гц в постоянный. Возбудителем является синхронный генератор расположенный на одном валу с возбуждаемым генератором (независимое возбуждение). Статическая выпрямительная установка состоит из управляемых полупроводниковых кремниевых выпрямителей – тиристоров.
Если необходимы небольшие потолки возбуждения (порядка 2Ufном) возможно применение одной группы тиристоров. В системах возбуждения с высокими потолками возбуждения (более 2Ufном) и одной группой тиристоров после коммутации тока с одного вентиля на другой возникает большой скачок напряжения на погасшем тиристоре. Это увеличивает вероятность пробоя
тиристоров искривляет форму кривой выпрямленного напряжения и создает перенапряжения в обмотке ротора. Поэтому при высоких потолках возбуждения обычно применяют две группы тиристоров – рабочую VD1 и форсировочную VD2. Обе группы соединяют паралельно по трехфазной мостовой схеме. За счет коммутации тиристора одной группы на тиристор другой группы обратное напряжение тиристоров рабочей группы уменьшается. Рабочая группа тиристоров обеспечивает основное возбуждение генератора в нормальном режиме форсировочная группа – форсировку и гашение поля генератора в аварийных режимах поэтому в нормальном режиме она работает с небольшими токами (20 – 30 % номинального тока ротора); при при форсировке форсировочная группа (полностью либо частично) открывается и обеспечивает весь ток форсировки а рабочая группа тиристоров запирается более высоким напряжением форсировочной группы.
Для питания двух групп тиристоров обмотку каждой фазы возбудителя выполняют из двух частей: части низкого напряжения сечение проводников которой рассчитано на длительное прохождение рабочего тока и части высокого напряжения сечение проводников которой рассчитано на кратковременное прохождения тока форсировки. К первой подключены тиристоры рабочей группы а ко второй – форсировочной группы.
Независимая система возбуждения с возбудителем переменного тока и статическими преобразователями обладает высоким быстродействием ( 50 1с) так как она имеет высокие потолки возбуждения (до 4Ufном) и вследствие безинерционности тиристоров малые постоянные времени (Те 002 с). Кроме того система позволяет производить замену вышедших из строя тиристоров без останова генератора и осуществлять гашение поля генератора путем перевода тиристоров в инверторный режим. К недостаткам этой системы возбуждения следует отнести наличие возбудителя переменного тока который усложняет эксплутацию и увеличивает стоимость всей системы возбуждения (по сравнению с системой самовозбуждения рассмотренной ниже) а также наличие скользящих контактов (в ней сохраняются контактные кольца и щетки ротора). Эта система целесообразна для возбуждения гидро- и турбогенераторов мощностью 250 – 300 МВт и более если генераторы работают на длинные линии электропередач или расположены вблизи потребителей у которых вследствие работы дуговых печей прокатных станов резко колеблется напряжение.
Система возбуждения с возбудителем 50 Гц и вращающимися выпрямителями (бесщеточная система).
В этой системе (рис.3.5а) в качестве возбудителя GE используется синхронный генератор частотой 50 Гц особой конструкции: его обмотка возбуждения LE расположена на неподвижном статоре а трехфазная обмотка переменного тока – на вращающемся роторе. Обмотка LE получает питание через выпрямители VDE от подвозбудителя GEA индукторного типа с постоянными магнитами. Переменный ток трехфазной обмотки якоря возбудителя выпрямляется с помощью вращающихся с той же частотой вращения выпрямителей в качестве которых используют неуправляемые полупроводниковые (кремниевые) выпрямители – диоды и управляемые – тиристоры.
На рис. 3.5 б показана бесщеточная система с тиристорами VD которые смонтированы на дисках Д1 расположенных на валу между возбудителем и соединительной муфтой Y. В том же месте на других дисках Д2 расположены делители напряжения выравнивающие распределение напряжения на тиристорах и плавкие предохранители отключающие пробитые тиристоры. Количество тиристоров выбрано с таким расчетом чтобы при выходе из работы части их (около 20 %) оставшиеся в работе могли обеспечить возбуждение в режиме форсировки. Поскольку обмотка переменного тока возбудителя тиристоры и обмотка возбуждения генератора вращаются с одной частотой вращения то их можно соединить между собой жестким токопроводом без применения контактных колец и щеток. Регулирование тока возбуждения возбуждаемой машины осуществляется от АРВ путем воздействия на тиристоры через импульсное устройство А и вращающийся трансформатор ТА.
Достоинством бесщеточной системы возбуждения является отсутствие коллекторов контактных колец и щеток благодаря чему значительно повышается надежность ее работы и облегчается эксплутация. Недостатком этой системы возбуждения является необходимость останова машины для подключения резервного возбуждения и замены вышедших из строя выпрямителей и перегоревших предохранителей.
Бесщеточная система используется для возбуждения синхронных компенсаторов мощностью 50 МВ·А и более и турбогенераторов мощностью 800 МВт и более.
3 Системы самовозбуждения со статическими выпрямителями
Эти системы являются быстродействующими. На рис.3.6 показана одна из таких систем – статическая тиристорная система самовозбуждения.
В последней использованы тиристоры на которые подается напряжение от статора генератора через специальный трансформатор ТА1 подключенный к выводам обмотки статора и последовательный трансформатор ТА2 первичная обмотка которого включена последовательно в цепь статора со стороны нулевых выводов генератора. Применяются также схемы только с одним выпрямительным трансформатором. Выпрямительная установка состоит из двух групп тиристоров: рабочей группы VD1 которая обеспечивает основное возбуждение в нормальном режиме и форсировочной группы VD2 которая обеспечивает возбуждение синхронной машины при форсировке. Рабочие тиристоры подключены к низковольтной части обмотки выпрямительного трансформатора а форсировочные – через последовательный трансформатор – к высоковольтной части обмотки выпрямительного трансформатора. Управление тиристорами осуществляется от систем управления AVD1 и AVD2 через трансформаторы собственных нужд TAVD1 и TAVD2. Начальное возбуждение генератор получает от резервного возбудителя.
Достоинством схемы только с выпрямительным трансформатором является ее простота. Однако при КЗ вблизи генератора напряжение на его выводах снижается что приводит к снижению напряжения на тиристорах. Последовательный трансформатор обеспечивает более надежное возбуждение при близких КЗ. Наличие только статических элементов обуславливает высокую надежность систем самовозбуждения. Система без последовательного трансформатора применяется для возбуждения турбогенераторов мощностью до 220 МВт и гидрогенераторов до 300 МВт включительно; система с выпрямительным и последовательным трансформаторами – для турбогенераторов мощностью 320 – 800 МВт и гидрогенераторов мощностью до 400 МВт.
6. БЖД (15) (Таблици - 9_ Рисунок - 1) с 56 по 70.doc
1 Условия эксплуатации оборудования и характеристика санитарно-гигиенических условий труда обслуживающего персонала
Курганская ТЭЦ является производителем тепловой и электрической энергии большой мощности. Электрическая мощность станции 480 МВт и при производстве таких мощностей естественно возникают потенциальные угрозы как для окружающей среды так и для живущих поблизости людей а особенно для людей которые непосредственно принимают участие в производстве электроэнергии на ТЭЦ.
ТЭЦ являются одним из основных загрязнителей атмосферы твёрдыми частицами золы окислами серы азота другими веществами оказывая вредное воздействие на здоровье людей а также углекислым газом способствующим возникновению «парникового эффекта». Процесс накопления углекислого газа в атмосфере будет усиливать нежелательную тенденцию в сторону повышения среднегодовой температуры на планете.
Для рабочего персонала непосредственно участвующего в производстве самую большую опасность для жизни и здоровья представляет тепловое оборудование. При сжигании топлива продукты сгорания направляются в теплообменник где отдают свою энергию пару; часть пара в свою очередь по системе трубопроводов поступает к турбинам приводящим в движение турбогенераторы другая часть идет на обеспечение нужд в тепловой энергии предприятий и жилищно-коммунальное хозяйство. Вся эта система является источником потенциальных угроз (ожоги отравление продуктами сгорания) так как пар и продукты сгорания находятся под высоким давлением.
Электрическое оборудование также представляет серьезную опасность как с точки зрения непосредственного поражения электрическим током так и с точки зрения вредного воздействия электромагнитного полей. На станции эксплуатируется как закрытое распределительное устройство на стороне 105 кВ (генераторное напряжение) так и открытое распределительное устройство на стороне 110 кВ. Для связи станции с системой используются трансформаторы связи. Также для обеспечения ТЭЦ электроэнергией применяются трансформаторы собственных нужд. Силовые трансформаторы и турбогенераторы являются источниками сильных электромагнитных полей что требует определенных мер защиты людей.
Кроме воздействий электрического и теплового оборудования существует так же ряд других факторов которые вносят существенный вклад в общую картину санитарно – гигиенических условий труда. Турбогенератор и паровая турбина вращаются со скоростью 3000 обмин это обуславливает высокий уровень шума и вибраций в машинном зале.
Помимо этого возникают опасности которые определяются конструкцией ТЭЦ: для доступа к ремонту и обслуживанию оборудования электростанции используется система лестниц различных дорожек и подъемников которые при невнимательности персонала могут привести к травме (падения вывихи и т.д.)
Пожаро - и взрывоопасность в машинном зале в большей своей части обуславливается применением водорода для охлаждения генераторов. Водород при смешивании с кислородом воздуха в определенных концентрациях образует так называемую «гремучую смесь» для воспламенения которой достаточно малейшей искры. Утечка водорода опасна и до образования «гремучей смеси» так как при возгорании струи может возникнуть пожар.
Для питания током ротора турбогенератора используются системы возбуждения которые установлены в машинном зале и работают с автоматическим регулятором возбуждения. На Курганской ТЭЦ используются электромашинные системы независимого самовозбуждения и статические тиристорные системы возбуждения. Электромашинные системы
являются источником шума вибраций содержат вращающиеся части что содержит в себе потенциальную угрозу и усложняет условия труда для персонала. Статическая тиристорная система опасна только с точки зрения поражения электрическим током и пожароопасности. Отсутствие вращающихся частей в системе устраняет необходимость монтажа защитных кожухов.
2 Правила охраны труда при обслуживании проектируемого оборудования
В помещении возбуждения находятся преобразовательные агрегаты. Согласно Правил устройства электроустановок (ПУЭ) [13] преобразовательным агрегатом называется комплект оборудования состоящий из одного или нескольких полупроводниковых преобразователей трансформатора а также приборов и аппаратуры необходимых для пуска и работы агрегата. Полупроводниковым преобразователем называется комплект полупроводниковых вентилей смонтированных на рамах или в шкафах с системой воздушного или водяного охлаждения а также приборов и аппаратуры необходимых для пуска и работы преобразователя.
В помещении возбуждения установлено распределительное устройство напряжением выше 1000 В. Правила технической эксплуатации электроустановок предъявляют следующие требования к помещению и установленному в нем оборудованию [14]:
-Кабельные каналы РУ закрываются съёмными несгораемыми плитами и содержатся в чистоте.
-Токоведущие части пускорегулирующих и защитных аппаратов должны быть защищены от случайных прикосновений.
-На наружных дверях РУ указываются их наименования. Все провода шины кабели контрольные зажимы и предохранители маркируются по единой системе. На дверях РУ вывешиваются предупреждающие плакаты в соответствии с требованиями правил техники безопасности.
-На всех ключах кнопках и рукоятках управления должны быть надписи указывающие операцию для которой они предназначены.
- На сигнальных лампах и других сигнальных аппаратах должны быть надписи указывающие характер сигнала.
-Осмотр и чистка распределительных устройств щитов сборок щитков от пыли и загрязнения проводятся не реже 1 раза в 3 месяца.
Профилактические проверки измерения и испытания распределительных устройств проводятся в объёмах и в сроки предусмотренные Нормами испытания электрооборудования.
Для обеспечения безопасной работы в помещении возбуждения необходимо [14]: оформить работу нарядом – допуском распоряжением или перечнем работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации; допуск к работе; надзор во время работы. По наряду могут производиться работы: со снятием напряжения; без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них;
При подготовке к работе со снятием напряжения необходимо [13]:
-произвести необходимые отключения и приняты меры для предотвращения ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры;
-проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях на которых должно быть наложено заземление для защиты людей от поражения электрическим током;
-вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.
Одним из способов обеспечения безопасности обслуживающего персонала и посторонних лиц является применение защитных средств. К электрозащитным средствам относятся: изолирующие и измерительные клещи указатели напряжения диэлектрические перчатки боты галоши ковры изолирующие накладки и т. д.
Для безопасной работы в помещении возбуждения необходимо наличие: изолирующая штанга (ГОСТ 20494-90) - 2указатель напряжения (ГОСТ 20493-2001) - 2диэлектрические перчатки (ГОСТ 12.4.183-91 ТУ 38.306-5-63-97) не менее 2 пар диэлектрические боты (ГОСТ 13385-78) –1 пара переносные заземления (ГОСТ Р 51853-2001) не менее 2переносные заграждения (щиты) не менее 2защитные очки 2а также переносные плакаты и знаки безопасности (ПОТ РМ-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00).
Для обеспечения должного уровня безопасности и наглядности при обслуживании электроустановок токоведущие части маркируются и окрашиваются. На переменном токе: шины фазы А – желтым цветом фазы В – зеленым фазы С – красным. Шины постоянного тока: положительная – красная отрицательная – синим. Шины окрашиваются по всей длине для более интенсивного охлаждения и для антикоррозийной защиты.
Перед началом работ со снятием напряжения необходимо проверить отсутствие напряжения. Проверка отсутствия напряжения между всеми фазами на отключенной части электроустановки должна быть проведена допускающим после вывешивания предупреждающих плакатов. Проверять отсутствие напряжения необходимо указателем напряжения заводского изготовления в диэлектрических перчатках.
Для измерения распределения токов между параллельными ветвями плеча преобразователя используются электроизмерительные клещи. В правилах техники безопасности [14] изложены требования по использовании этого прибора. Измерения электроизмерительными клещами должны производить два лица одно из которых должно иметь группу по электробезопастности не ниже IV а второе – не ниже III. Для измерений применяются клещи с амперметром установленным на их рабочей части. Использование клещей с вынесенным амперметром не допускается. Во время измерений запрещается нагибаться к амперметру для отсчета показаний касаться приборов проводов. Измерения следует производить в диэлектрических перчатках защитных очках стоя на изолирующем основании.
Пожаробезопасность устройств и аппаратуры системы возбуждения должна быть обеспечена:
- максимально возможным применением негорючих и трудногорючих материалов;
- соответствующим выбором расстояний между разнопотенциальными
токоведущими элементами а также между токоведущими элементами и корпусом с использованием в необходимых случаях изоляционных негорючих перегородок;
- средствами защиты обеспечивающими быстрое обесточивание токоведущих частей при возникновении дугового перекрытия между ними.
Для минимизации влияния запыленности окружающего воздуха и охлаждения тиристорных преобразователей применим систему кондиционирования воздуха с рециркуляцией.
– воздуховод подачи свежего воздуха; 2 – воздуховод соединяющий кондиционер и вентилятор; 3 и 6 – воздуховоды подводящие и подающие очищенный и охлажденный воздух на тиристоры; 5 и 4 – воздуховоды забирающие нагретый и загрязненный воздух и отводящие его на очистку и охлаждение в кондиционер.
Рисунок 6.1 - Схема вентиляционной сети
Предварительный расчет расхода воздуха в системе произведем по формуле [15]
где F- площадь поперечного сечения трубопровода м2;
Vтр- транспортная скорость перемещения смеси воздуха и пыли мс определяемая из соотношения:
где Vтр- скорость витания частиц пыли.
L=3600001767 15=62424 м3ч.
Так как в системе два одинаковых преобразователя то результирующий расход воздуха будет равен
Lоб=262424=1249 м3ч.
По рекомендациям приведенным в [16] определяем размеры воздуховодов на различных участках и заполняем таблицу 6.1.
Таблица 6.1 - Параметры участков воздуховодов
По таблицам [16] определяем удельные потери на трение
где l- длина участка воздухопровода м.
По таблицам [16] определем коэффициенты местного сопротивления в участках и вычисляем их сумму Σ.
Определяем динамическое давление в потоках рд в различных сечениях по формуле:
где ρ – плотность воздуха (129 кгм3).
Определяем потери давления на преодоление местных сопротивлений рз на каждом участке по формуле
Находим потерю давления в участке воздухопровода как сумму потерь давления на трение и на преодоление местных сопртивлений:
Полученные результаты сводим в таблицу 6.2.
Таблица 6.2 - Параметры воздуховода
Высота воздуховода hм
Ширина воздуховода bм
Длина воздуховода l м
Скорость движения воздуха Vтр мс
Динамическое давление воздуха рд Па
Потери давления на трение
Коэффициент местного сопротивления
Потери давления на местные сопротивления рз Па
Общие потери давления на участке р Па
По всему участку рRl Па
Каждый участок разделим на составляющие элементы определим коэффициент местного сопротивления и найдем общие потери давления на каждом участке.
Таблица 6.3 - Расчет сопротивлений на участке 1
Элементы воздухопровода
Параметр воздухопровода
Коэффициент местного сопротивления
Потери давления рз Па
φ=60º l0D=00704=0175
Таблица 6.4 - Расчет сопротивлений на участке 2
Потери давления рзПа
Колено прямоугольного сечения
Колено квадратного сечения
Диффузор пирамидальный
φ=10º F0F=0090175=0514
Таблица 6.5 - Расчет сопротивлений на участке 3
Диффузор пирамидальный с отводом 90º за вентилятором
Изменение поперечного сечения
Таблица 6.6 - Расчет сопротивлений на участке 4
Таблица 6.7 - Расчет сопротивлений на участке 5
φ=16º F0F=01225016=077
Таблица 6.8 - Расчет сопротивлений на участке 6
φ=60º l0D=0075017=044
Выбираем вентилятор по общему расходу воздуха Lс
Lс=11L Lс=111249=1374 м3ч.
По каталогам [16] выбираем вентилятор Ц4-70 №32 с производительностью 1500 м3ч с двигателем 4А71А2 мощностью 15 кВт и частотой вращения 2860 обмин. Полное давление развиваемое вентилятором составляет 1500 Па.
Для охлаждения воздуха применяем кондиционер выбор ведем по производительности по холоду. Из расчетов произведенных в основной части пояснительной записки было определено что тепловые потери в тиристорном преобразователе составляют 10 кВт в номинальном режиме. Из [16] выбираем кондиционер КСИ-12 с характеристиками:
- производительность по циркуляционному и наружному воздуху 30001500 м3ч;
- производительность по холоду 14 кВт;
- предельная температура окружающей среды +60º.
Таблица 6.9 - Технические данные кондиционера КСИ-12А
Производительность по циркуляционному и наружному воздуху м3ч
Холопроизводительность ккалч (Вт) при температуре испарения 10º С и конденсации 50º С
Температура окружающей среды ºС
Температура обработанного воздуха ºС
Свободный напор вентилятора кгсм2(Па)
Напряжение силовой сети В
Напряжение сети управления В
Мощность электродвигателя вентилятора кВт
Мощность электродвигателя встроенного в компрессор кВт
Расход воды охлаждающей конденсатор лч
Масса кондиционера (сухая) кг
Компоновка вентиляционного оборудования показана в графической части проекта (140211-08-СХ.07). Использованы преимущественно воздухопроводы квадратного сечения площадью 016 м2 (сторона - 04м). Отбор наружного воздуха ведется по воздухопроводу вмонтированному в окно.
Обработанный компрессором воздух с помощью вентилятора подается в нижнюю часть шкафа с тиристорными преобразователями. Рециркуляционный воздух подается обратно в кондиционер где отчищается и приобретает заданные тепловлажностные параметры.
В экологическом разделе дипломного проекта были проанализированы потенциальные опасности для рабочего персонала обслуживающего систему; были приведены правила проведения работ и даны рекомендации персоналу по безопасной работе с системой.
Для охлаждения силовых элементов тиристорного преобразователя и очистки воздуха от загрязняющих элементов окружающей среды было предложено применить в помещении систему кондиционирования воздуха.
Для системы кондиционирования были выбраны воздухопроводы фасонные элементы к ним вентилятор и кондиционер спроектирована компоновка вентиляционного оборудования.
Данный комплекс мер повысит комфорт и безопасность обслуживания системы.
8. Заключение (1) с 94.doc
Был произведен выбор оборудования необходимого для замены системы резервного возбуждения.
Были рассчитаны токи короткого замыкания преобразовательного трансформатора и по ним выбраны уставки защит МТЗ и ТО. Были рассчитаны защиты включенные в комплект тиристорного возбудителя: защита от потери возбуждения; защита ротора от перегрузки двойным током форсировки; защита ротора от длительной двукратной форсировки; защита статора от повышения; расчет тиристорного возбудителя от пониженной частоты напряжения. Была выбрана защита от дуговых перекрытий в тиристорном преобразователе.
В экологическом разделе дипломного проекта были проанализированы потенциальные опасности для персонала была спроектирована система кондиционирования воздуха.
Целесообразность проекта подтвердил экономический анализ проекта. В экономической части были определены капитальные затраты на модернизацию и срок окупаемости проекта который составляет 10 лет.
В целом при модернизации системы рзервного возбуждения происходит повышение надежности системы увеличивается быстродействие уменьшается трудоемкость в обслуживании. Данная тема является достаточно актуальной и некоторые рассмотренные вопросы могли бы частично иметь практическое применение.
5. Выбор параметров (16) (Рисунок - 2).doc
СИСТЕМЫ РЕЗЕРВНОГО ВОЗБУЖДЕНИЯ
1 Расчет уставок защит преобразовательного трансформатора
1.1 Описание защит преобразовательного трансформатора
Преобразовательный трансформатор ТСЗП-250015 снабжается максимальной токовой защитой (МТЗ) и токовой отсечкой (ТО). Защиты воздействуют на развозбуждение синхронного генератора и отключение его от сети в случаях коротких замыканий внутри трансформатора либо на стороне вентильной обмотки. Защиты не должны реагировать на токи перегрузки вызванные отказом устройств ограничения тока ротора (в том числе при неуправляемой форсировке тиристорных преобразователей) - для этих целей предусмотрены защиты тиристорного возбудителя.
Расчетная схема приведена на рисунке 5.1.
1.2 Расчет токов короткого замыкания
Схема соединения обмоток трансформатора –
Максимальное значение тока трехфазного КЗ за трансформатором (точка К2) протекающего по стороне генераторного напряжения:
1.2 Расчет максимальной токовой защиты
Уставка МТЗ по току отстраивается от максимального значения тока форсировки возбуждения за которое целесообразно принять 25 – кратное значение номинального тока тиристорного возбудителя. Чувствительность МТЗ определяемая как отношение тока двухфазного КЗ за трансформатором к току уставки должна быть не ниже 15.
а) Определим минимальное значение тока уставки реле МТЗ
IМТЗмин= ; IМТЗмин= А
где Кн – коэффициент надежности защиты (12);
Кф – коэффициент форсировки ТВ (25);
Iтв.ном – номинальное значение выпрямленного тока тиристорного возбудителя (паспортное значение);
Ксх – коэффициент схемы трехфазного шестипульсного выпрямления определяющий отношение эффективного значения фазного тока на стороне переменного тока преобразователя к среднему значению выпрямленного тока.
КВ – минимально допустимое значение коэффициента возврата токового реле (08);
КТТ – коэффициент трансформации трансформатора тока (6005);
КТП – коэффициент трансформации преобразовательного трансформатора.
б) Выбираем удобное для настройки значение тока уставки реле МТЗ
равное или большее полученного минимального значения:
в) Определяется чувствительность защиты коэффициент чувствительности
Выдержка времени МТЗ отстраивается от времени перегорания предохранителей тиристорных преобразователей и составляет
1.3 Расчет токовой отсечки
Уставка ТО отстраивается от максимального значения тока трехфазного КЗ на стороне вентильной обмотки ТП при этом отсечка не должна реагировать на бросок тока намагничивания достигающего пятикратного значения номинального. Чувствительность отсечки определяемая как отношение минимального тока КЗ на стороне генераторного напряжения к току уставки должна быть не менее 2.
Последовательность расчета уставки следующая:
Определяем минимальное значение тока установки ТО
где КН - минимальное значение коэффициента надежности для ТО (14).
Определяем максимальное значение тока намагничивания ТП:
Уставка реле ТО принимается равной или больше максимального из двух полученных значений
Определяем коэффициент чувствительности ТО:
2 Определение уставок реле защит автоматики и сигнализации тиристорного возбудителя.
2.1 Общие положения.
Все описываемые модификации систем СТС комплектуются стандартным набором релейных защит и схем автоматики и управления основная часть которых смонтирована в шкафу ШУЗС. Поскольку наименования реле однотипных схем в различных модификациях ШУЗС неодинаковы уставки реле определяются в общем виде и иллюстрируются примерами для реле шкафа ШУЗС-8.
При определении уставок защит в расчетных формулах использованы следующие коэффициенты:
КСХ – коэффициент схемы трехфазного шестипульсного выпрямления (схемы Ларионова). Численное значение
КТТ – коэффициент трансформации трансформатора тока;
КТН – коэффициент трансформации трансформатора напряжения;
КВ – коэффициент возврата реле;
КН – коэффициент надежности защиты учитывающий погрешность расчетов и
разброс технологических параметров элементов защиты.
2.2 Расчет защиты от потери возбуждения
Защита от потери возбуждения выполнена на реле минимального тока и реле времени. За уставку защиты по току принимается величина равная 10% номинального тока возбуждения СГ:
Реле минимального тока настраивается по замыканию размыкающих контактов.
Воздействие защиты производится на контактор шунтирующий ротор СГ через резистор самосинхронизации. Реле времени обеспечивает задержку воздействия необходимую при начальном возбуждении СГ и для предотвращения излишних срабатываний контактора при кратковременных провалах тока возбуждения (что возможно в частности при синхронизации СГ с сетью или в режимах ОМВ при малых нагрузках СГ). В данном случае определяющим является время начального возбуждения генератора рекомендуемая уставка реле времени:
В ШУЗС-8 защита выполнена на реле КА1 КТ3. Определение уставок реле:
2.3 Расчет защиты ротора от перегрузки
неограниченным током форсировки
Защита ротора от перегрузки неограниченным током форсировки резервирует устройство ограничения двойного тока ротора – блок БОР АРВ отключая регулятор а также контролирует исправность тиристорных преобразователей отключая АГП и СГ от сети в случае неуправляемого процесса форсировки.
По току защита отстраивается от уставки БОР на 15%:
В шкафу ШУЗС-8 защита составлена из реле максимального тока КА2 и реле времени КТ4:
Реле КТ4 мгновенными контактами отключает АРВ. Время задержки воздействия защиты на выходное реле защит ТВ (уставка упорного контакта КТ4) составляет:
2.4 Расчет защиты ротора от длительной двукратной форсировки.
Защита ротора от длительной двукратной форсировки резервирует устройства ограничения времени перегрузки блок измерения перегрузки автоматического регулятора возбуждения и реле РЗР – 1М .
Уставка реле фиксации двукратного тока принимается равной 90 % двойного тока ротора:
Задержка воздействия защиты отстраивается от максимально допустимого времени перегрузки синхронного генератора двукратным током ротора .
В шкафу ШУЗС – 8 защита выполнена на базе реле максимального тока КА3 и реле времени КТ10.
При максимально допустимом времени двукратной перегрузки турбогенератора ТВФ – 120 равном 20 с уставка реле КТ10 составляет
2.5 Расчет релейной сигнализации о перегрузке ротора током
Релейная сигнализация о перегрузке ротора током возбуждения выполнена на реле максимального тока КА4 и реле времени КТ11 .
При выборе уставки токового реле следует исходить из того что в случае прекращения перегрузки и снижения тока ротора до номинального значения реле должно возвращаться в исходное состояние:
Коэффициент надежности принимаем равным:
Для достижения максимальной чувствительности схемы необходимо реле с высоким коэффициентом возврата. Реле РТ4010 входящее в комплект поставки непригодно для работы в данной схеме.
Задержка сигнала необходимая для выявления режима устойчивой перегрузки составляет:
2.6 Расчет защиты статора от повышения напряжения
Защита статора от повышения напряжения осуществляет в случае повышении напряжения на статоре при работе синхронного генератора в режиме холостого хода мгновенное отключение автоматического регулятора возбуждения и развозбуждение синхронного генератора инвертированием преобразователей а в случае неуспешного развозбуждения воздействует на отключение АГП. Уставка защиты по напряжению отстраивается от допустимого перенапряжения статора синхронного генератора или блочного трансформатора . В качестве коэффициента перенапряжения КП принимается меньшая из величин :
Время задержки на отключение автомата гашения поля определяется наименьшим временем допустимого перенапряжения синхронного генератора или трансформатора.
Защита в ШУЗС – 8 выполнена на реле максимального напряжения KV1 и реле времени КТ2.
2.7 Расчет защиты тиристорного возбудителя от пониженной
частоты напряжения питания
Защита тиристорного возбудителя от пониженной частоты напряжения питания предотвращает насыщение магнитопроводов синхронного генератора и трансформаторов а также возникновение режима форсировки тиристорного возбудителя в результате частотного дрейфа опорных напряжений систем управления тиристорным преобразователем . Во всех модификациях систем тиристорного самовозбуждения (СТС) защита выполнена на реле частоты KF1. Уставка реле принимается равной:
Fуст KF1 = 45 – 46 Гц.
2.8 Расчет параметров схемы контроля завершения начального
Схема контроля завершения начального возбуждения воздействует на устройство начального возбуждения (УНВ) при достижении напряжением статора значения свидетельствующее о протекания процесса самовозбуждения. В противном случае устройство начального возбуждения отключает реле времени через время которое достаточно для начального возбуждения. Схема состоит из реле контроля напряжения статора и реле контроля времени начального возбуждения.
Уставка реле напряжения выбирается в центре диапазона между максимальным напряжением статора синхронного генератора при питании ротора от устройства начального возбуждения (то есть при неуспешном начальном возбуждении на холодный ротор) что составляет 20 % номинального значения и минимальным напряжением статора в процессе программного пуска синхронного генератора с автоматическим регулятором возбуждения составляющим 30 % номинального значения.
Таким образом уставка реле равна 25 % номинального напряжения статора синхронного генератора:
Время начального возбуждения ограничивается термической устойчивостью устройства начального возбуждения. Рекомендуемое значение
(Для обеспечения работоспособности схемы требуется заменить реле KV2 на реле РН5360Д).
3 Определение характеристик тиристорных преобразователей
В данном разделе приведены расчеты основных характеристик тиристорных преобразователей входящих в состав системы СТС – 370 – 2500.
Расчет включает в себя определение рабочего угла управления («рабочей точки») и угла инвертирования тиристорного преобразователя диапазона углов управления при работе синхронного генератора на холостом ходу и в сети а также регулировочных характеристик тиристорного преобразователя в названных режимах работы генератора. Результаты расчета используются для настройки рабочих точек преобразователя коэффициентов усиления АРВ и блока дистанционного управления по каналу напряжения и устройств ограничения тока ротора генератора.
Расчет должен обладать высокой точностью в связи с тем что система управления тиристорами (СУТ) и блок дистанционного управления тиристорных систем самовозбуждения не имеют элементов оперативной подстройки своих параметров и их коррекция при проведении эксплутационных испытаний нежелательна.
Погрешность расчета не должна превышать 5 %. Для достижения таких результатов необходимо решение системы нелинейных уравнений нелинейность которых обусловлена зависимостью угла коммутации тиристорного преобразователя от тока возбуждения.
3.2.Соотношения для расчета характеристик тиристорных
Расчет характеристик тиристорного преобразователя проводится на основании следующих соотношений [8]:
гдеUd – среднее за период выпрямленное напряжение тиристорного преобразователя;
Ud – действующее значение линейного напряжения питания тиристорного преобразователя;
Iв – ток нагрузки тиристорного преобразователя;
ха – реактивность коммутации на стороне переменного тока тиристорного преобразователя приведенная к напряжению питания преобразователя;
Rа – активное сопротивление на стороне переменного тока тиристорного преобразователя приведенное к напряжению питания преобразователя;
U – прямое падение напряжения на плече тиристорного преобразователя;
α – угол управления тиристорного преобразователя (эл.град.);
γ – угол коммутации тиристорного преобразователя (эл.град.)
В первом уравнении системы (4.1) первое слагаемое определяет напряжение на стороне постоянного тока тиристорного преобразователя как функцию напряжения питания и угла управления. Последующие слагаемые определяют снижение выпрямленного напряжения : в процессе коммутации тока с вентиля на вентиль – второе слагаемое при протекании тока по активному сопротивлению на стороне переменного тока тиристорного преобразователя – третье слагаемое и в результате падения напряжения на вентилях тиристорного преобразователя – четвертое слагаемое.
Второе уравнение в системе (4.1) определяет угол коммутации как функцию тока преобразователя и угла управления.
Ток нагрузки тиристорного преобразователя определяется из уравнения
гдеRв – активная составляющая сопротивления току нагрузки включающая в себя сопротивление обмотки ротора Rf и сопротивление связи ротора и тиристорного преобразователя – Rc.
Рабочие углы управления преобразователями в том числе и «рабочая точка» тиристорного преобразователя определяются из совместного решения (4.1) и (4.2) при заданных значениях тока нагрузки тиристорного преобразователя :
Напряжение смещения «рабочей точки» системы управления тиристорами вычисляется по формуле
Uсм = -UОП·cosαу.о (4.5)
где: UОП – амплитудное значение опорного напряжения системы управления
αу.о – «рабочая точка» тиристорного преобразователя угол управления соответствующий фиксированному значению тока нагрузки тиристорного преобразователя при отсутствии сигнала управления. Определяется из (4.4).
Формула (4.5) представляет собой частный случай характеристики фазосмещения системы управления тиристорами
где: UУ – напряжение сигнала управления системы управления тиристорами
выходное напряжение АРВ или блока дистанционного управления.
Выражение для определения углов инвертирования имеет вид :
αи = 180 – γ – (4.7)
где: γ – угол коммутации определяемый из (4.1) для режима
предшествующего инвертированию;
– угол запаса учитывающий асимметрию импульсов управления
тиристорного преобразователя индуктивностей коммутации фаз
преобразовательного трансформатора и время включения вентилей
тиристорного преобразователя.
4 Выбор защиты от дуговых перекрытий в силовом преобразователе
Защиту от дуговых перекрытий в силовом преобразователе предлагается выполнить на реле дуговой защиты типа РДЗ – 012МТ
Реле предназначено для установки на вертикальную плоскость заземленной металлоконструкции. Монтаж и наладка реле должны обеспечиваться в обесточенном состоянии . Реле не нуждается в регулировке поэтому для включения реле в работу достаточно подключить фотодатчики контакты выходного реле и цепи постоянного оперативного тока.
Предусматривается установка четырех рабочих фотодатчиков (по два на каждый преобразователь) и двух тормозных. На каждый шкаф с тиристорным преобразователем устанавливается по два рабочих фотодатчика расположить их требуется так чтоб обеспечить наиболее широкий «обзор» каждому фотодатчику. Тормозной фотодатчик устанавливается в том месте в котором помехоустойчивость и чувствительность к дуговым перекрытиям стала бы максимальной. Ориентируются тормозные фотодатчики в сторону наиболее вероятной помехи. С целью снижения электромагнитных помех рекомендуется соединение фотодатчиков и реле проводниками в металлизированной оплетке.
8. Заключение (1).doc
Был произведен выбор оборудования необходимого для замены системы резервного возбуждения. Были рассчитаны токи короткого замыкания преобразовательного трансформатора и по ним выбраны уставки защит МТЗ и ТО. Были рассчитаны защиты тиристорного возбудителя: защита от потери возбуждения; защита ротора от перегрузки двойным током форсировки; защита ротора от длительной двукратной форсировки; защита статора от повышения; расчет тиристорного возбудителя от пониженной частоты напряжения. Была выбрана защита от дуговых перекрытий в тиристорном преобразователе.
В экологическом разделе дипломного проекта были проанализированы потенциальные опасности для персонала была спроектирована система кондиционирования воздуха.
Целесообразность проекта потвердил эконимеский анализ проекта. В экономической части были определены капитальные затраты на модернизацию и срок окупаемости проекта который составляет 11 лет.
В целом при модернизации системы происходит повышение надежности системы увеличивается быстродействие уменьшается трудоемкость в обслуживании. Данная тема является достаточно актуальной и некоторые рассмотренные вопросы могут иметь практическое применение.
6. БЖД (15) (Таблици - 9_ Рисунок - 1).doc
1 Условия эксплуатации оборудования и характеристика санитарно-гигиенических условий труда обслуживающего персонала
Курганская ТЭЦ является производителем тепловой и электрической энергии большой мощности. Электрическая мощность станции 480 МВт и при производстве таких мощностей естественно возникают потенциальные угрозы как для окружающей среды так и для живущих поблизости людей а особенно для людей которые непосредственно принимают участие в производстве электроэнергии на ТЭЦ.
ТЭЦ являются одним из основных загрязнителей атмосферы твёрдыми частицами золы окислами серы азота другими веществами оказывая вредное воздействие на здоровье людей а также углекислым газом способствующим возникновению «парникового эффекта». Процесс накопления углекислого газа в атмосфере будет усиливать нежелательную тенденцию в сторону повышения среднегодовой температуры на планете.
Для рабочего персонала непосредственно участвующего в производстве самую большую опасность для жизни и здоровья представляет тепловое оборудование. При сжигании топлива продукты сгорания направляются в теплообменник где отдают свою энергию пару; часть пара в свою очередь по системе трубопроводов поступает к турбинам приводящим в движение турбогенераторы другая часть идет на обеспечение нужд в тепловой энергии предприятий и жилищно-коммунальное хозяйство. Вся эта система является источником потенциальных угроз (ожоги отравление продуктами сгорания) так как пар и продукты сгорания находятся под высоким давлением.
Электрическое оборудование также представляет серьезную опасность как с точки зрения непосредственного поражения электрическим током так и с точки зрения вредного воздействия электромагнитного полей. На станции эксплуатируется как закрытое распределительное устройство на стороне 105 кВ (генераторное напряжение) так и открытое распределительное устройство на стороне 110 кВ. Для связи станции с системой используются трансформаторы связи. Также для обеспечения ТЭЦ электроэнергией применяются трансформаторы собственных нужд. Силовые трансформаторы и турбогенераторы являются источниками сильных электромагнитных полей что требует определенных мер защиты людей.
Кроме воздействий электрического и теплового оборудования существует так же ряд других факторов которые вносят существенный вклад в общую картину санитарно – гигиенических условий труда. Турбогенератор и паровая турбина вращаются со скоростью 3000 обмин это обуславливает высокий уровень шума и вибраций в машинном зале.
Помимо этого возникают опасности которые определяются конструкцией ТЭЦ: для доступа к ремонту и обслуживанию оборудования электростанции используется система лестниц различных дорожек и подъемников которые при невнимательности персонала могут привести к травме (падения вывихи и т.д.)
Пожаро - и взрывоопасность в машинном зале в большей своей части обуславливается применением водорода для охлаждения генераторов. Водород при смешивании с кислородом воздуха в определенных концентрациях образует так называемую «гремучую смесь» для воспламенения которой достаточно малейшей искры. Утечка водорода опасна и до образования «гремучей смеси» так как при возгорании струи может возникнуть пожар.
Для питания током ротора турбогенератора используются системы возбуждения которые установлены в машинном зале и работают с автоматическим регулятором возбуждения. На Курганской ТЭЦ используются электромашинные системы независимого самовозбуждения и статические тиристорные системы возбуждения. Электромашинные системы
являются источником шума вибраций содержат вращающиеся части что содержит в себе потенциальную угрозу и усложняет условия труда для персонала. Статическая тиристорная система опасна только с точки зрения поражения электрическим током и пожароопасности. Отсутствие вращающихся частей в системе устраняет необходимость монтажа защитных кожухов.
2 Правила охраны труда при обслуживании проектируемого оборудования
В помещении возбуждения находятся преобразовательные агрегаты. Согласно Правил устройства электроустановок (ПУЭ) [13] преобразовательным агрегатом называется комплект оборудования состоящий из одного или нескольких полупроводниковых преобразователей трансформатора а также приборов и аппаратуры необходимых для пуска и работы агрегата. Полупроводниковым преобразователем называется комплект полупроводниковых вентилей смонтированных на рамах или в шкафах с системой воздушного или водяного охлаждения а также приборов и аппаратуры необходимых для пуска и работы преобразователя.
В помещении возбуждения установлено распределительное устройство напряжением выше 1000 В. Правила технической эксплуатации электроустановок предъявляют следующие требования к помещению и установленному в нем оборудованию [14]:
-Кабельные каналы РУ закрываются съёмными несгораемыми плитами и содержатся в чистоте.
-Токоведущие части пускорегулирующих и защитных аппаратов должны быть защищены от случайных прикосновений.
-На наружных дверях РУ указываются их наименования. Все провода шины кабели контрольные зажимы и предохранители маркируются по единой системе. На дверях РУ вывешиваются предупреждающие плакаты в соответствии с требованиями правил техники безопасности.
-На всех ключах кнопках и рукоятках управления должны быть надписи указывающие операцию для которой они предназначены.
- На сигнальных лампах и других сигнальных аппаратах должны быть надписи указывающие характер сигнала.
-Осмотр и чистка распределительных устройств щитов сборок щитков от пыли и загрязнения проводятся не реже 1 раза в 3 месяца.
Профилактические проверки измерения и испытания распределительных устройств проводятся в объёмах и в сроки предусмотренные Нормами испытания электрооборудования.
Для обеспечения безопасной работы в помещении возбуждения необходимо [14]: оформить работу нарядом – допуском распоряжением или перечнем работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации; допуск к работе; надзор во время работы. По наряду могут производиться работы: со снятием напряжения; без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них;
При подготовке к работе со снятием напряжения необходимо [13]:
-произвести необходимые отключения и приняты меры для предотвращения ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры;
-проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях на которых должно быть наложено заземление для защиты людей от поражения электрическим током;
-вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.
Одним из способов обеспечения безопасности обслуживающего персонала и посторонних лиц является применение защитных средств. К электрозащитным средствам относятся: изолирующие и измерительные клещи указатели напряжения диэлектрические перчатки боты галоши ковры изолирующие накладки и т. д.
Для безопасной работы в помещении возбуждения необходимо наличие: изолирующая штанга (ГОСТ 20494-90) - 2указатель напряжения (ГОСТ 20493-2001) - 2диэлектрические перчатки (ГОСТ 12.4.183-91 ТУ 38.306-5-63-97) не менее 2 пар диэлектрические боты (ГОСТ 13385-78) –1 пара переносные заземления (ГОСТ Р 51853-2001) не менее 2переносные заграждения (щиты) не менее 2защитные очки 2а также переносные плакаты и знаки безопасности (ПОТ РМ-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00).
Для обеспечения должного уровня безопасности и наглядности при обслуживании электроустановок токоведущие части маркируются и окрашиваются. На переменном токе: шины фазы А – желтым цветом фазы В – зеленым фазы С – красным. Шины постоянного тока: положительная – красная отрицательная – синим. Шины окрашиваются по всей длине для более интенсивного охлаждения и для антикоррозийной защиты.
Перед началом работ со снятием напряжения необходимо проверить отсутствие напряжения. Проверка отсутствия напряжения между всеми фазами на отключенной части электроустановки должна быть проведена допускающим после вывешивания предупреждающих плакатов. Проверять отсутствие напряжения необходимо указателем напряжения заводского изготовления в диэлектрических перчатках.
Для измерения распределения токов между параллельными ветвями плеча преобразователя используются электроизмерительные клещи. В правилах техники безопасности [14] изложены требования по использовании этого прибора. Измерения электроизмерительными клещами должны производить два лица одно из которых должно иметь группу по электробезопастности не ниже IV а второе – не ниже III. Для измерений применяются клещи с амперметром установленным на их рабочей части. Использование клещей с вынесенным амперметром не допускается. Во время измерений запрещается нагибаться к амперметру для отсчета показаний касаться приборов проводов. Измерения следует производить в диэлектрических перчатках защитных очках стоя на изолирующем основании.
Пожаробезопасность устройств и аппаратуры системы возбуждения должна быть обеспечена:
- максимально возможным применением негорючих и трудногорючих материалов;
- соответствующим выбором расстояний между разнопотенциальными
токоведущими элементами а также между токоведущими элементами и корпусом с использованием в необходимых случаях изоляционных негорючих перегородок;
- средствами защиты обеспечивающими быстрое обесточивание токоведущих частей при возникновении дугового перекрытия между ними.
Для минимизации влияния запыленности окружающего воздуха и охлаждения тиристорных преобразователей применим систему кондиционирования воздуха с рециркуляцией.
Рисунок 6.1 Аксонометрическая схема вентиляционной сети
– воздуховод подачи свежего воздуха; 2 – воздуховод соединяющий кондиционер и вентилятор; 3 и 6 – воздуховоды подводящие и подающие очищенный и охлажденный воздух на тиристоры; 5 и 4 – воздуховоды забирающие нагретый и загрязненный воздух и отводящие его на очистку и охлаждение в кондиционер.
Предварительный расчет расхода воздуха в системе произведем по формуле [15]
где F- площадь поперечного сечения трубопровода м2;
Vтр- транспортная скорость перемещения смеси воздуха и пыли мс определяемая из соотношения:
где Vтр- скорость витания частиц пыли.
L=3600001767 15=62424 м3ч.
Так как в системе два одинаковых преобразователя то результирующий расход воздуха будет равен
Lоб=262424=1249 м3ч.
По рекомендациям приведенным в [16] определяем размеры воздуховодов на различных участках и заполняем таблицу 6.1.
Таблица 6.1 Параметры участков воздуховодов
По таблицам [16] определяем удельные потери на трение
где l- длина участка воздухопровода м.
По таблицам [16] определем коэффициенты местного сопротивления в участках и вычисляем их сумму Σ.
Определяем динамическое давление в потоках рд в различных сечениях по формуле:
где ρ – плотность воздуха (129 кгм3).
Определяем потери давления на преодоление местных сопротивлений рз на каждом участке по формуле
Находим потерю давления в участке воздухопровода как сумму потерь давления на трение и на преодоление местных сопртивлений:
Полученные результаты сводим в таблицу 6.2.
Таблица 6.2 Параметры воздуховода
Высота воздуховода hм
Ширина воздуховода bм
Длина воздуховода l м
Скорость движения воздуха Vтр мс
Динамическое давление воздуха рд Па
Потери давления на трение
Коэффициент местного сопротивления
Потери давления на местные сопротивления рз Па
Общие потери давления на участке р Па
По всему участку рRl Па
Каждый участок разделим на составляющие элементы определим коэффициент местного сопротивления и найдем общие потери давления на каждом участке.
Таблица 6.3 Расчет сопротивлений на участке 1
Элементы воздухопровода
Параметр воздухопровода
Коэффициент местного сопротивления
Потери давления рз Па
φ=60º l0D=0.070.4=0.175
Таблица 6.4 Расчет сопротивлений на участке 2
Потери давления рзПа
Колено прямоугольного сечения
Колено квадратного сечения
Диффузор пирамидальный
φ=10º F0F=0.090.175=0.514
Таблица 6.5 Расчет сопротивлений на участке 3
Диффузор пирамидальный с отводом 90º за вентилятором
Изменение поперечного сечения
Таблица 6.6 Расчет сопротивлений на участке 4
Таблица 6.7 Расчет сопротивлений на участке 5
φ=16º F0F=0.12250.16=0.77
Таблица 6.8 Расчет сопротивлений на участке 6
φ=60º l0D=0.0750.17=0.44
Выбираем вентилятор по общему расходу воздуха Lс
Lс=11L Lс=111249=1374 м3ч.
По каталогам [16] выбираем вентилятор Ц4-70 №32 с производительностью 1500 м3ч с двигателем 4А71А2 мощностью 15 кВт и частотой вращения 2860 обмин. Полное давление развиваемое вентилятором составляет 1500 Па.
Для охлаждения воздуха применяем кондиционер выбор ведем по производительности по холоду. Из расчетов произведенных в основной части пояснительной записки было определено что тепловые потери в тиристорном преобразователе составляют 10 кВт в номинальном режиме. Из [16] выбираем кондиционер КСИ-12 с характеристиками:
- производительность по циркуляционному и наружному воздуху 30001500 м3ч;
- производительность по холоду 14 кВт;
- предельная температура окружающей среды +60º.
Таблица 6.9 Технические данные кондиционера КСИ-12А
Производительность по циркуляционному и наружному воздуху м3ч
Холопроизводительность ккалч (Вт) при температуре испарения 10º С и конденсации 50º С
Температура окружающей среды ºС
Температура обработанного воздуха ºС
Свободный напор вентилятора кгсм2(Па)
Напряжение силовой сети В
Напряжение сети управления В
Мощность электродвигателя вентилятора кВт
Мощность электродвигателя встроенного в компрессор кВт
Расход воды охлаждающей конденсатор лч
Масса кондиционера (сухая) кг
Компановка вентиляционного оборудования показана в графической части проекта на листе 7 (Система вентиляции тиристорного преобразователя). Использованы преимущественно воздухопроводы квадратного сечения площадью 016 м2 (сторона - 04м). Отбор наружного воздуха ведется по воздухопроводу вмонтированному в окно.
Обработанный компрессором воздух с помощью вентилятора подается в нижнюю часть шкафа с тиристорными преобразователями. Рециркуляционный воздух подается обратно в кондиционер где отчищается и преобретает заданные тепловлажностные свойства.
В экологическом разделе дипломного проекта были проанализированы потенциальные опасности для рабочего персонала обслуживающего систему; были приведены правила проведения работ и даны рекомендации персоналу по безопасной работе с системой.
Для охлаждения силовых элементов тиристорного преобразователя и очистки воздуха от загрязняющих элементов окружающей среды было предложено применить в помещении систему кондиционирования воздуха.
Для системы кондиционирования были выбраны воздухопроводы фасонные элементы к ним вентилятор и кондиционер спроектирована компоновка вентиляционного оборудования.
Данный комплекс мер повысит комфорт и безопасность обслуживания системы.
0.1 Титульный(1).doc
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
КУРГАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра энергетики и технологии металлов
Проект модернизации резервного возбуждения
генераторов третьей очереди Курганской ТЭЦ
Д И П Л О М Н Ы Й П Р О Е К Т
Расчетно – пояснительная записка
Специальность – "Электроснабжение" (140211)
Руководитель доцент Данилов А.А.
Ученое звание ученая степень Фамилия И.О.
доц. к.т.н. Микуров А.И. Ученое звание ученая степень Фамилия И.О.
доц. к.т.н. Мошкин В.И.
Ученое звание ученая степень Фамилия И.О.
2. Сведения об энергосистеме (8) (Таблица - 1) с 9 по 16.doc
Промплощадка расположена в пределах административной границы г. Кургана в западной его части на окраине жилого массива на расстоянии 1 км от озера Орлово и реки Тобол.
Основные виды деятельности – производство электрической и тепловой энергии теплоснабжение потребителей городов Кургана и Шадринска.
Задача энергокомпании – поставка электроэнергии на оптовый рынок электроэнергии и мощности надежное и бесперебойное обеспечение территории обслуживания тепловой энергией. Установленная электрическая мощность компании – 480 МВт установленная тепловая мощность – 2016 Гкалчас. Протяженность курганских магистральных тепловых сетей составляет 525 километра.
Приоритетным направлением деятельности компании является создание современного востребованного производства на базе передовых технологий формирование условий для привлечения инвестиций в развитие производства.
2 Общие данные по Курганской ТЭЦ
Строительство Курганской ТЭЦ началось в 1952 году.
Первый турбоагрегат ВТ-25-4 с котлом ТП-170-1 введен в работу 4 ноября 1956 г. а в 1959 г. строительство I очереди ТЭЦ было завершено.
Установленная электрическая мощность ТЭЦ по окончанию строительства I очереди составила 75 МВт тепловая 162 Гкалчас.
Основным видом топлива был Кузнецкий уголь.
С 1959 по 1964 г. велось строительство II очереди TЭЦ. Введены 3 котла БКЗ-210-140ф и 2 турбины ПТ-6013013 на параметры 130 атм. и 5700С.
Установленная электрическая мощность ТЭЦ по окончанию строительства II очереди составила 185 МВт и тепловая - 418 Гкалчас.
С 1964 г. по 1970 г. была выполнена реконструкция котлов и увеличение топливоподачи для сжигания челябинского угля.
Одновременно с разработкой проекта III очереди ТЭЦ в 1970 году. началось опережающее строительство пиковой водогрейной котельной которое закончено в 1979 году. с установкой 4-х котлов ПТВМ-100 с номинальной нагрузкой по 100 Гкалч каждый и тепловая мощность станции увеличилась на 400 Гкал и составила 817 Гкалч
III очередь ТЭЦ строилась с 1974 года по 1979 год с установкой 4-х котлов БКЗ-420-140-4 и 4-х турбин Т-100120-130 по проекту «УралТЭП».
С пуском III очереди электрическая мощность достигла 5925 МВт а тепловая мощность 1518 Гкалчас.
В 1985 г. введен в строй пиковый котел № 5 КВГМ-100 с 1987 по 1989 г.г. - два котла БКЗ-420-140-5 ст.№12 13 IV очереди. С вводом в работу пикового котла КВГМ -100 ст. №5 с номинальной мощностью 100 Гкалч тепловая мощность станции возросла до 1618 Гкалч.
В 1987 г. к Курганской ТЭЦ подведен природный газ в этом же году пиковые котлы работавшие на мазуте были переведены на сжигание газа.
С 1988 г. по 1993 г. на газ переведены все энергетические и водогрейные котлы. Реконструкция и строительство ГРП были проведены по проекту «УралВЭП».
Состав основного оборудования I очереди ТЭЦ был изменен: в 1992 году демонтирована последняя турбина как физически и морально устаревшая а в 1993 году паровые котлы I очереди ст. № 1-4 реконструированы в режим водогрейных.
В 1992 году модернизированы турбина II очереди: ТГ ст. № 4 переведена в режим противодавления и перемаркирована с ПТ-60-130130 в Р-30-13013. В 1994 году закончена реконструкция ТГ ст. № 5. Выполнена замена цилиндра высокого давления.
С января 1993 по апрель 1995 выполнена замена Т-100-120-3 на Т-110-120-5.
С 1992 года установленная электрическая мощность - 480 МВт тепловая - 1756 Гкалчас.
В течение последних пяти лет на станции проведена большая работа по капитальным ремонтам основного оборудования водно-химический режим приведен практически по всем показателям в норму. Смонтирован смешивающий коллектор на тепловыводах станции что позволило полностью использовать тепловую мощность отборов турбин и эксплуатировать оборудование в максимально экономичном режиме.
В перспективе и это отражено в Региональной Энергетической Программе утвержденной Губернатором Курганской области и в соглашении между РАО ЕЭС «России» и администрацией планируется реконструкция Курганской ТЭЦ с установкой паросилового теплофикационного блока 230 МВт на твердом топливе.
Тепловая схема станции характеристика основного оборудования
Установленная электрическая мощность Курганской ТЭЦ – 480 МВт тепловая – 1756 Гкалч.
В настоящее время на Курганской ТЭЦ установлено шесть паровых турбин шесть энергетических паровых котлов (главный корпус) и восемь водогрейных котлов. Компоновка тепловой схемы станции – с поперечными связями по свежему пару и питательной воде.
В последние годы все котлы на Курганской ТЭЦ большей частью работают на природном газе но в перспективе планируется работа котлов на угле в значительно более длительные календарные сроки.
Энергетические котлы III очереди – 4 котла БКЗ-420-140-4 ст. № 891011 пылеугольные. Паропроизводительность - 420 тч с давлением пара 140 кгссм2 температурой пара 560 ºС. Введены в эксплуатацию с 1976 по 1979 г. С 1988 по 1993 г. переведены на сжигание природного газа.
Энергетические котлы IV очереди – 2 котла БКЗ-420-140-5 ст. № 1213 пылеугольные. Паропроизводительность 420 тч с давлением пара 140 кгссм2 температурой пара 560 ºС. Введены в эксплуатацию с 1987 по 1989 г.г. С 1988 по 1993 г.г. переведены на сжигание природного газа.
Водогрейные котлы I очереди – 4 котла ВК-75 ст. № 1234 теплопроизводительностью 75 Гкалч каждый совместное и раздельное сжигание природного газа и угля переведены в водогрейный режим в 1993 году (реконструкция паровых котлов ТП-170).
Пиковые водогрейные котлы ПТВМ-100 ст.№1234 и КВГМ-100 ст. № 5. Введены в эксплуатацию в период с 1972 по 1985 годы. Основное топливо – мазут резервное – природный газ. Пиковая котельная расположена в отдельно стоящем здании. Номинальный расход сетевой воды на котел – 1235 тч. Котлы предназначены для подогрева сетевой воды с температурным графиком – 70150 0С.
Турбины II очереди – Р-30-13013 ст.№4 и ПТ-50-13013 ст.№5. Введены в эксплуатацию в 1962 и 1964 г. соответственно. Турбина ПТ-60-13013 ст. № 4 в 1988 году была переведена в режим противодавления и перемаркирована в Р-30-13013.
Турбины III очереди – Т-100120-130 ст. № 6789. Введены в эксплуатацию с 1975 по 1979 год.
Генераторы ст. № 4 и № 5 – ТВ-60-2 с водородным охлаждением электромашинной системой возбуждения ст. № 679 – ТВФ-120 с водородным охлаждением высокочастотной системой возбуждения ст. № 8 – ТВФ-110 с водородным охлаждением тиристорной системой самовозбуждения.
Таблица 2.1 - Установленная и располагаемая мощность Курганской ТЭЦ
Электрическая мощность МВт
По данным годового отчета за 2006г.
Тепловая мощность отборов турбоустановок Гкалч
Недостаточная пропускная способность паропровода II очереди
Тепловая мощность водогрейных котлов Гкалч
Тепловая мощность пиковых котлов Гкалч
Непроектное топливо пиковых котлов
Общая тепловая мощность Гкалч
Паровая мощность энергетических котлов тч
Причины вызвавшие ограничения электрической мощности в 2006г.:
- Повышенные присосы в топку и конвективную часть котлоагрегатов;
- Ограничение пропускной способности паропровода II очереди;
- Неудовлетворительное состояние трубок конденсаторов и повышенные
присосы в вакуумную систему турбин;
- Отсутствие ПВД на ТГ ст. № 5.
Причины ограничений тепловой мощности:
- Непроектное топливо пиковых котлов ПТВМ-100- 4х20=80 Гкалч;
- Недостаточная пропускная способность паропровода II очереди – 139
3 Анализ существующего состояния энергоснабжения потребителей Курганской энергосистемы
-Курганская энергосистема территориально расположена в юго-восточной части ОЭС Урала и по электрическим сетям 110 220 500 кВ связана с Тюменской Свердловской Челябинской энергосистемами и ЕЭС Казахстана.
В настоящее время электроснабжение потребителей Курганской энергосистемы осуществляется от Курганской ТЭЦ ПС 500220 кВ Курган (2x501 МВ.А) и четырех подстанций 220110 кВ Высокая (2x125 МВ.А) Шумиха (125+200 МВ.А) Промышленная (2x200 МВ.А) и Макушино (1x200 МВ.А).
Основными питающими линиями электропередачи являются ВЛ 500 кВ Иртыш - Курган (418 км) ВЛ 500 кВ Аврора (ЕЭС Казахстана) - Курган (276 км) ВЛ 220 кВ Курган - Промышленная - Шумиха (185 км) Козырево - Шумиха (108 км) Курган - Высокая - Каменская (286 км) Аврора - Макушино (185 км).
Подстанции 220 кВ Курганской энергосистемы объединены сетью 110 кВ которая наибольшее развитие получила вдоль электрифицированных железнодорожных магистралей в г.Кургане а также в сельской местности.
В зимний максимум 2003 г электрическая нагрузка Курганской энергосистемы составила 814 МВт (100 %). При этом Курганская ТЭЦ (единственный генерирующий источник в Курганской энергосистеме) участвовала в покрытии мощностью 189 МВт (23 %).
Прием мощности из Свердловской и Челябинской энергосистем (соответственно 45 и 75 МВт) не превышал 6-9 % от нагрузки Курганской энергосистемы.
Анализ режимов работы электрических сетей 110 кВ и выше Курганской энергосистемы в зимний максимум 2003 г выявил следующие "узкие места" существующей схемы:
-увеличение приема мощности из ЕЭС Казахстана с 75 до 255 МВт (в 3 раза) в послеаварийном режиме при отключении ВЛ 500 кВ Иртыш-Курган;
-предельная загрузка в нормальном режиме 2003 г ВЛ 220 кВ Курган - Промышленная до 349 МВ.А (101 % от допустимой мощности по нагреву проводов) приводит к вынужденному секционированию транзитной сети 220 кВ Курган - Промышленная - Шумиха - Козырево с отключением участка Промышленная - Шумиха;
-высокая загрузка двух автотрансформаторов 220110 кВ (2
-высокая загрузка (118 % от допустимой длительной мощности ВЛ 110 кВ ТЭЦ - Промышленная (3 4 цепь) в послеаварийном режиме при отключении одной цепи;
несоответствие отключающей способности выключателей 110 кВ Курганской ТЭЦ уровням токов короткого замыкания приводящее к необходимости секционирования сети 110 кВ ТЭЦ - Промышленная.
Таким образом основными недостатками существующей схемы электроснабжения потребителей Курганской энергосистемы являются:
-полная зависимость спроса на электроэнергию от поставок из смежных энергосистем ОЭС Урала (Тюменской Свердловской Челябинской) и из ЕЭС Казахстана;
-недостаточное развитие собственной генерации;
-недостаточное развитие питающих сетей 220 500 кВ;
-низкая ремонтопригодность электрических сетей 220 500 кВ.
7. ФСА (23) (Рисунков - 7_ Таблиц - 6).doc
Функциональная модель (ФМ) - это логико-графическое изображение состава и взаимосвязей функций объекта получаемое с помощью их формулировки и установления порядка подчинения.
В ФСА под функцией понимают внешнее проявление свойств какого-либо объекта в данной системе отношений.
ФМ должна строиться на основе техники систематизированного анализа функций (FAST).
При этом необходимо руководствоваться следующими правилами:
а) линии критического пути ФМ должны соответствовать тем функциям которые должны быть выполнены обязательно для реализации главной функции системы;
б) соответствие выделяемой функции как частным целям данной составляющей объекта так и общим целям ради которых создается объект;
в) четкая определенность специфики действий обуславливающих содержание выделяемой функции;
г) соблюдение строгой согласованности целей и задач определивших выделение данной функции с действиями составляющими ее содержание;
д) функции верхнего уровня должны являться отражением целей для функций нижестоящего уровня;
е) сигналом к завершению построения ФМ должна являться невозможность дальнейшей дифференциации функций без перехода от функций к предметной форме их исполнения.
Функционально-стоимостная модель (ФСМ) системы пригодна для выявления ненужных функций и элементов (бесполезных и вредных); определения функциональной достаточности и полезности элементов объекта; распределения затрат по функциям; оценки качества исполнения функций; выявления дефектных функциональных зон в объекте; определения уровня функционально-структурной организации изделия.
Построение ФСМ осуществляется путем совмещения ФМ и СМ объекта.
Оценка значимости функции ведется последовательно по уровням ФМ (сверху вниз) начиная с первого. Для главной и второстепенной т.е. для внешних функций объекта при оценке их значимости исходным является распределение требований потребителей (показателей качества параметров свойств) по значимости (важности).
Нормирующим условием для функции является следующее:
n – количество функций расположенных на одном уровне ФМ и относящихся к общему объекту вышестоящего уровня.
Для внутренних функций определение значимости ведется исходя из их роли в обеспечении функций вышестоящего уровня.
Учитывая многоступенчатую структуру ФМ наряду с оценкой значимости функций по отношению к ближайшей вышестоящей функции определяется показатель относительной важности функции любого i-го уровня Rij по отношению к изделию в целом:
где G – количество уровней ФМ.
В случае если одна функция участвует одновременно в обеспечении нескольких функций верхнего уровня ФМ ее значимость определяется для каждой из них отдельно а относительная важность функции для объекта в целом рассчитывается как сумма значений Rij по каждой ветви ФМ (от iго уровня до первого) проходящей через эту функцию.
Оценка качества исполнения функций (Q)
Обобщенный (комплексный) показатель качества варианта исполнения функций оценивается по формуле:
где - относительная значимость n-го потребительского свойства;
- степень удовлетворения n-го свойства в V-ом варианте;
m – количество свойств.
Выражение качества выполнения функций будет иметь вид:
Определение абсолютной стоимости функций
Функционально необходимые затраты – минимально возможные затраты на реализацию комплекса функций системы при соблюдении заданных требований потребителей (параметров качества) в условиях производства и применения (эксплуатации) организационно-технический уровень которых соответствует уровню сложности спроектированного объекта.
Абсолютная стоимость реализации функций Sабс определяется по формуле:
где Sизг – затраты связанные с изготовлением (приобретением) материального носителя функции. В состав этих затрат входят: затраты на проектирование изготовление (модернизацию) пуско-наладочные работы обучение персонала;
Sэкспл – эксплуатационные затраты;
Sтр – затраты связанные с трудоемкостью реализации функции;
Sэн – энергозатраты на реализацию функции;
Sпроч – прочие затраты на реализацию функции.
Определение относительной стоимости реализации функций
Относительная стоимость реализации функций SотнF определяется по формуле:
где SSабс – суммарная абсолютная стоимость функционирования объекта определяется путем суммирования значений абсолютных стоимостей реализации функций;
SабсFij – абсолютная стоимость реализации jой функции iго уровня ФМ.
Функционально-стоимостные диаграммы (ФСД) и диаграммы качества исполнения функций (КИФ) строятся для базового и проектного варианта исследуемой системы. Они имеют целью выявление зон диспропорции т.е. зон избыточной затратности реализации функции а также определение зон функциональной недостаточности (низкого качества исполнения функций).
Диаграммы ФСД и КИФ строятся для базового варианта (до принятия и реализации проектного решения) и проектного варианта.
На основании сравнения этих диаграмм можно судить о степени полезности и экономической целесообразности курсового проекта.
2 Построение функциональной и структурной модели объекта проектирования
F1 – обеспечить возбуждение генератора ;
f11 – обеспечить надежность возбуждения ;
f12 – обеспечить управляемость возбуждения;
f13 – обеспечить простоту в обслуживании и ремонте системы возбуждения;
f14 – обеспечение безопасности в работе;
f111 – применение резервирования систем;
f112 – быстродействующая система ;
f113 – применение современной полупроводниковой базы;
f114 – обеспечение высокой перегрузочной способности;
f121 – возможность широкого регулирования напряжения;
f122 – глубокая автоматизация процесса регулирования;
f123 – обеспечение возбуждения при вводе генератора в работу;
f124 – обеспечение быстрого вывода генератора из работы;
f131 – использование блочной системы;
f132 – легкость настройки и ввода в эксплуатацию;
f133 – легкость монтажа;
f134 – простота контроля параметров;
f141 – ограничение доступа к системе;
f142 – применение негорючих материалов;
f143 – использование пожарозащиты;
f1111 – резервирования каналов управления;
f1112 – резервирование силовой части;
Рисунок 7.1 Функциональная модель
Рисунок 7.2 Структурная модель.
3 Функционально – стоимостной анализ базового варианта
Для примера рассчитаем параметры для функции f11 (обеспечение надежности возбуждения генератора).
Относительная значимость данной функции r=04; степень удовлетворения свойства в базовом варианте Р=08.
Тогда по формуле (7.1) определим качество исполнения функции:
Абсолютная стоимость реализации данной функции Sабс складывается из нескольких составляющих (7.3):
Sабс =1070+10+10+1+1=1092 тысяч рублей.
Относительная стоимость реализации функции Sотн определяется из (7.4):
Таблица 7.1 Расчет затрат для базового варианта
Таблица 7.2 Функционально – стоимостная модель для базового варианта
Наименование функции
Значимость функции r
Относительная важность функции R
Качество исполнения функции Q
Абсолютная стоимость реализации функции Sабс
Относительная стоимость реализации функции Sотн
обеспечить надежность возбуждения
обеспечить управляемость возбуждения
обеспечить простоту в обслуживании и ремонте системы возбуждения
обеспечение безопасности в работе
применение резервирования систем
быстродействующая система
применение современной полупроводниковой базы
обеспечение высокой перегрузочной способности
возможность широкого регулирования напряжения
глубокая автоматизация процесса регулирования
обеспечение возбуждения при вводе генератора в работу
обеспечение быстрого вывода генератора из работы
использование блочной системы
легкость настройки и ввода в эксплуатацию
простота контроля параметров
ограничение доступа к системе
применение негорючих материалов
использование пожарозащиты
резервирования каналов управления
резервирование силовой части
Рисунок 7.3 Функционально – стоимостная диаграмма базового варианта
Рисунок 7.4 Диаграмма качества исполнения функций базового варианта
4 Функционально – стоимостной анализ проектируемого варианта
Таблица 7.3 Расчет затрат для проектируемого варианта
Таблица 7.4 Функционально – стоимостная модель для проектируемого варианта
Рисунок 7.5 Функционально – стоимостная диаграмма проектируемого
Рисунок 7.6 Диаграмма качества исполнения функций проектируемого варианта
5 Технико-экономическое обоснование надежности
Надежность является важнейшим свойством электроснабжения в силу особенностей процесса производства и распределения энергии. Отсутствие возможностей создания запасов электроэнергии быстротечность протекающих процессов высокая зависимость народного хозяйства от своевременной подачи электроэнергии могут привести к значительному экономическому ущербу при нарушении надежности электроснабжения.
Для обеспечения надежности энергоснабжения используются такие методы как повышение надежности элементов системы недогрузка работающего оборудования дублирование элементов резервирование систем. Каждый из этих путей требует дополнительных затрат в систему электроснабжения и позволяет снизить ущерб возникающий при нарушении надежности электроснабжения. Соизмерение затрат и результатов дает ответ о целесообразных методах и уровне обеспечиваемой надежности.
где - повышение приведенных затрат в обеспечение надежности; - повышение соответственно единовременных и ежегодных расходов определяемых уровнем надежности R; - коэффициент эффективности дополнительных капиталовложений; - математическое ожидание снижения ущерба при надежности R.
При дублировании элементов или резервировании систем вероятность отказа технической системы вычисляют по формуле
где - вероятность отказа iго элемента или системы.
При одинаковых элементах расчетная формула имеет вид
где n – число резервных элементов (систем) подключенных параллельно.
В системах с последовательно соединенными элементами надежность вычисляется по формуле
где j – номер последовательно включенного элемента (системы).
Ущерб в системах электроснабжения может быть сложной функцией времени глубины и характера повреждения свойств потребителей электроэнергии. Упрощенный расчет ущерба выполняют по зависимости
где - средняя величина ущерба по группе потребителей при недоотпуске 1 кВт*ч электроэнергии; - математическое ожидание недоотпуска электроэнергии при нарушении надежности электроснабжения.
где - соответственно максимальная (расчетная) нагрузка потребителя и возможный резерв мощности из другого (резервного) источника энергии; - число часов использования максимальной нагрузки.
Ненадежность отдельных элементов системы электроснабжения можно приближенно оценить по формуле:
где - среднее число отказов элементов; - среднее время восстановления оборудования после отказа.
Капиталовложения связанные с дублированием или резервированием определяют по такой зависимости:
где - капиталовложения в один элемент (систему); - число дублирующих (резервирующих) элементов или систем. Показатель можно рассчитать по формулам для оценки стоимости основных фондов элементов энергетики.
Ежегодные затраты обусловленные обеспечением определенного уровня надежности путем резервирования или дублирования можно рассчитать по формуле
где - амортизационные отчисления по системе с учетом резервных элементов; - ежегодные затраты на ремонт и обслуживание системы; - стоимость потерь электроэнергии в системе электроснабжения.
где - удельные замыкающие затраты на компенсацию потерь электроэнергии; - потери электроэнергии в системе электроснабжения с учетом резервных элементов.
Приблизительный уровень ненадежности системы возбуждения при
=2 и =25 по формуле (6.10):
Оценим приближённо недоотпущенную мощность потребителям при аварии. При аварии в системе резервного возбуждения происходит отключение блока и ввод резервного генератора. Это время составляет до 0.5 часа и необходимо для того что бы собрать схему резервного питания. Недоотпуск электроэнергии определим по выражению:
где - мощность блока;
Таблица 7.5 Капитальные вложения в систему
Тиристорный преобразователь
Преобразовательный трансформатор
Соединительный кабель
Математическое ожидание недоотпуска электроэнергии при нарушении надежности электроснабжения.
Средняя величина ущерба по группе потребителей при недоотпуске 1 кВт·ч электроэнергии =23 рубля тогда ущерб приблизительно будет равен :
Превышение единовременных расходов (из таблицы 7.5)
По формуле (6.5) делаем оценку целесообразности модернизации:
Повышения ежегодных расходов не требуется так как тиристорная система возбуждения гораздо менее прихотлива в работе чем существующая электромашинная. Тогда соизмеряя затраты и результат от модернизации можно сделать вывод о целесообразности замены существующей системы резервного возбуждения на тиристорную.
6 Экономический эффект при модернизации системы
Для повышения надежности предлагается заменить существующую электромашинную систему резервного возбуждения на статическую тиристорную обладающую множеством преимуществ: более высокая надежность простота в обслуживании и монтаже повышенная безопасность для персонала.
Расчет проведем по приведенным затратам для одного и другого типа. Расчет проведем в ценах одного года так как целью расчета является сравнение а пропорции приблизительно останутся такими же то следовательно можно на него опираться при выборе.
Приведенные затраты находим по формуле
где a= 025 – нормативный коэффициент;
К – капиталовложения;
Для электромашинной системы капиталовложения определяем по формуле
К = Ц + 012×Ц + 003×Ц ;
К1 = 1350000+162000+40500=1552500 р.
При определении издержек учитываем необходимую заработную плату рабочим обслуживающим систему возбуждения и стоимость материалов.
И1=(З1+З2)×12+ИМ +ИП;
И1 =(7000+5900)×12+56025+45000=255825 рублей
где З1 =7000 р. – заработная плата одного рабочего;
З2×=5900 р. - заработная плата второго рабочего;
ИМ = 415×75×18=56025 р
где СМ =415 ркг – стоимость масла основная составляющая стоимости материалов необходимых для ремонта;
mМ =75 кг – масса масла в возбудителе;
n =18 – количество ремонтов
где СП =1250 р – стоимость подшипников качения возбудителя
Тогда приведенные затраты находим по формуле (7.14)
З1=025×1552500+255825=643950 р.
Аналогично рассчитаем капитальные затраты для тиристорной системы возбуждения по формуле (4.1):
З2 =025×1380000+84000=429000 р.
Для тиристорной системы возбуждения капиталовложения включая демонтаж и монтаж определяем по формуле
К=Ц + 012×Ц + 003×Ц+ СД;
К2= 1430000+171600+42900+108000=1752500 р
где СД = 008Ц1 – стоимость демонтажа.
Так как тиристорная система возбуждения является статической то замены масла и подшипников не требуется и необходимо проводить только осмотры то на их обслуживание достаточно выделить меньшее число человеко-часов.
где З1 =7000 р. – заработная плата рабочего 3 разряда;
Из этих рассчетов видно что тиристорная система возбуждения превосходит по всем показателям существующую высокочастотную.
Разница ежегодных издержек базового и проектируемого варианта и составит ежегодный эффект от модернизации системы.
И=255825-84000=171825 р.
Шаг расчета принимаем 1 год инвестирование осуществляется за счет собственных средств капитал вносится единовременно.
Результаты расчета представлены в таблице 7.6.
Из расчетов видно что чистый дисконтированный доход за 12 лет составит 2037674 р. Срок окупаемости проекта – 11 лет.
Таблица 7.6 Окупаемость проекта по годам
Капитальные вложения
Эффект от модернизации
Отчисления на послеэксплутационное обслуживание
Коэффициент дисконтирования
Чистый дисконтированный доход
Рисунок 7.7 Окупаемость проекта по годам
В результате исследования функций системы резервного возбуждения с помощью финансово-стоимостного анализа были выявлены избыточные затраты на функции и низкое качество их исполнения у базового варианта. При установке тиристорной системы резервного возбуждения существенно уменьшается расход на обслуживание системы исключаются затраты на замену масла и подшипников что и составляет значительную часть эффекта от модернизации. Кроме того повышается надежность системы за счет повышенной ремонтопригодности и исключения вращающихся частей.
Перевод системы резервного возбуждения с электромашинного на тиристорную считаю целесообразным как экономически так и технически и содержание данного дипломного проекта может найти свое отражение на практике.
9. Литература (3).doc
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат 1987. – 648 с.
Методические указания по наладке тиристорной системы самовозбуждения серии СТС для турбо- и гидрогенераторов. – М.: СПО ОРГРЭС 1992.
Отчёт о научно-исследовательской работе по теме: Т01.6110 “Исследование и разработка унифицированных высокоэффективных статических систем возбуждения турбогенераторов и гидрогенераторов”. Ленинград 1977 г. – 447с.
Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: - 3-е изд. - М.: Высшая школа. 1991. – 496 с.
Справочник по проектированию электроснабжения под редакцией Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат 1990. – 576с.
Чаки Ф. Герман И. Ипшич И. и др. Силовая электроника: Примеры и расчёты. Пер. с англ. – М.: Энергоиздат 1982. –384 с.
Беркович Е. И. Ковалёв В. Н. Ковалёв Ф. И. и др. Полупроводниковые выпрямители. – М.: Энергия 1978. – 448 с.
Костелянец В. С. Элиасберг Г. Б. Расчёт цепей ограничения коммутационных перенапряжений в тиристорных преобразователях с естественной коммутацией ЭТП. Преобразовательная техника. 1983. вып. 9(155) с. 3-5
Анализ коммутационных перенапряжений в преобразователях системы возбуждения турбогенератора блока №1 ЧТЭЦ-3. Раздел 2. Отчет по НИР по теме: №99197 2000 г.
О. Г. Чебовский А. А. Сафонов Л. А. Братушева. Тиристоры триодные не проводящие в обратном направлении типа Т353-800. 05.11.10-86. -М.; Информэлектро 1986. –12 с.
О. А. Кузнецов Я. И. Стиоп. Полупроводниковые выпрямители. М.-Л. Энергия 1966. –272 с.
Правила устройства электроустановок.– М.: Энергоатомиздат 1985. – 640 с.
Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. – М.: Энергоатомиздат 1986. – 424 с.
Средства защиты в машиностроении. Расчет и проектирование: Справочник Под ред. С.В.Белова – М.: Машиностроение 1989. – 368с.
Рысин С.А. Вентялиционные установки машиностроительных заводов (справочник) Машгиз 1964.
Путин В. А. Сидоров А. И. Охрана труда: Учебное пособие часть IV. – ЧПИ 1985.
ГОСТ 12.1.009-76 (1999) ССБТ. Электробезопасность. Термины и определения
ГОСТ 12.1.019-79 (2001) ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты
ГОСТ 12.1.030-81 (2001) ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление
ГОСТ 12.1.038-82 (2001) ССБТ. Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов
ГОСТ 12.1.051-90 (2001) ССБТ. Электробезопасность. Расстояния безопасности в охранной зоне линий электропередачи напряжением свыше 1000 В
ГОСТ 12.2.007.2-75 (2001) ССБТ. Трансформаторы силовые и реакторы электрические. Требования безопасности
ГОСТ 12.3.032-84 (2001) ССБТ. Работы электромонтажные. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.4.154-85 ССБТ. Устройства экранирующие для защиты от электрических полей промышленной частоты. Общие технические требования основные параметры и размеры
ГОСТ 12.4.155-85 ССБТ. Устройства защитного отключения. Классификация. Общие технические требования
НПБ 243-97 (с изм. 1 2001) Устройства защитного отключения. Требования пожарной безопасности. Методы испытаний
ППБ 01-93 (1998 с изм. 1999) Правила пожарной безопасности в Российской Федерации
Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2002.- 64с.
ГОСТ Р 12.0.006-2002 ССБТ. Общие требования к управлению охраной труда в организации
Мокин Б.И. Выговский Ю.Ф. Автоматические регуляторы в электриче-ских сетях. – Киев: Техника 1985. – 103 с.
Федосеев A.M. Релейная защита электроэнергетических систем: Релейная защита сетей. – М.: Энергоатомиздат 1984. – 520 с.
Чернобровов Н.Б. Релейная защита. – М.: Энергия 1980. – 520 с.
4. Выбор системы резервного возбуждения (10) (Таблици - 1_ Рисунки - 2).doc
1 Влияние регулирования возбуждения на устойчивость
Регулирование возбуждения современных турбогенераторов оказывает значительное влияние на устойчивость работы генераторов и на энергосистему в целом поэтому актуальным является вопрос о замене устаревших систем автоматического регулирования возбуждения пропоционального действия (АРВ ПД) на быстродействующие системы сильного действия (АРВ СД). В качестве обоснования данного положения ниже приведено исследование устойчивости генератора с точки зрения электромеханических процессов в генераторе.
В реальной электрической системе считается достаточным с точки зрения поддержания требуемой точности напряжения генератора иметь коэффициент усиления KU=50. Однако ее неустойчивость наступает при KU10 и при таких значениях коэффициента усиления АРВ ПД можно говорить лишь о поддержании переходной ЭДС генератора Е' приложенной за его переходным сопротивлением x'd. Добиться же требуемой точности поддержания напряжения генератора Uг при одновременном обеспечении его устойчивости можно применив АРВ сильного действия (АРВ СД).
В отличие от АРВ ПД АРВ СД осуществляет регулирование не только по отклонению напряжения генератора но и по его скорости путем формирования управляющего воздействия пропорционального не только отклонению Uг но и скорости U'г. На рисунке 4.1 приведена функциональная схема системы с АРВ СД.
Из сказанного вытекает закон регулирования реализующий АРВ СД аналитическая форма записи которого имеет вид
Eг = - KU Uг - KU' U'г
где KU' -коэффициент усиления регулятора по скорости изменения напряжения генератора U'г определяющий степень принудительного производимого изменения ЭДС генератора при появлении скорости изменения напряжения генератора U'г.
Работа генератора с АРВ СД в переходном режиме обусловленная наличием канала регулирования по отклонению напряжения генератора Uг происходит описанной выше работе генератора с АРВ ПД. Наличие же канала регулирования по скорости изменения напряжения генератора U’г приводит к появлению дополнительного электромагнитного момента генератора M'p стремящегося как и ранее рассмотренные моменты M и Mp вернуть генератор в состояние равномерного вращательного движения. Но так как сигнал пропорциональный скорости изменения напряжения генератора опережает по фазе на 900 сигнал пропорциональный самому этому напряжению то и момент M'p опережает по фазе на 900 действие момента Mp. Поэтом если момент Mp запаздывает в действии по отношению к избыточному моменту M то момент M'p опережает в действии последний. Это в свою очередь означает что в отличие от момента Mp момент M'p за период колебаний совершает работу уменьшающую энергию колебательной системы. Тем самым появляется возможность влияя на величину момента Mp путем изменения коэффициента усиления KU' принудительно влиять на интенсивность вывода энергии из колебательной системы. Так если система неустойчива по причине увеличения ее энергии от периода к периоду колебаний то можно выбрав определенный коэффициент усиления KU' больше некоторого минимально допустимого значения KU'min обеспечить наряду с потерями дополнительный вывод энергии из системы причем такой что полная энергия системы от периода к периоду будет убывать колебания будут затухающими а система устойчивой. Установив В АРВ СД еще больший коэффициент усиления KU' можно получить апериодический закон восстановления напряжения генератора. При увеличении коэффициента усиления KU' по аналогии с увеличением коэффициента KU происходит увеличение запаздывания в действии момента M'p. Это ведет к уменьшению принудительно выводимой энергии из колебательной системы и при коэффициенте усиления более значения KU’max ее может выводиться больше чем закачиваться при совершении работы моментом Mp. В результате энергия системы от периода к периоду будет увеличиваться амплитуда колебаний возрастать а система будет неустойчивой. Поэтому во избежание неустойчивости системы при применении АРВ СД коэффициент усиления KU’ в нем следует устанавливать не менее KU’min и не более KU'max.
Применение АРВ СД дает возможность одновременно обеспечивать требуемую точность поддержания напряжения Uг генератора путем установки соответствующего значения коэффициента усиления KU (обычно KU=50) и его статическую устойчивость путем установки коэффициента усиления KU'min KU' KU'max. Причем нижняя граница этого интервала KU'min будет больше а верхняя граница KU'max меньше при большем установленном коэффициенте усиления KU. Это обусловлено необходимостью большего вывода энергии из системы при совершении работы моментом M'p вызванного увеличение закачиваемой энергии в систему при совершении работы моментом Mp. Графически область допустимых с точки зрения статической устойчивости генератора коэффициентов усиления KU и KU' может быть представлена в виде заштрихованной части площади первого квадрата системы координат по осям которой отложены значения коэффициентов усиления KU и KU' (рисунок 4.2).
Координаты KUт и KU'т точки А лежащей внутри допустимой области означают что если в АРВ ПД генератора установить коэффициент усиления KU=KUт и KU’=KU'т то генератор будет статически устойчив. При этом если коэффициент усиления KUт выбирается из условия обеспечения требуемой точности поддержания напряжения Uг генератора то коэффициент усиления KU'т - из условия обеспечения требуемого качества (времени степени затухания и т.п.) переходного процесса.
На современных генераторах с целью более оптимального обеспечения условий устойчивости и качества протекания переходных процессов устанавливают АРВ СД осуществляющие регулирование не только по отклонению Uг напряжения генератора и его скорости U'г но и по отклонению от синхронной его частоты вращения f и скорости ее изменения f' а также по скорости изменения тока возбуждения I'f.
Так как с помощью АРВ СД обеспечивается требуемая точность поддержания напряжения генератора то при расчетах статической устойчивости такой генератор в схеме замещения можно учитывать его напряжением Uг и нулевым сопротивлением.
Проанализировав ранее рассмотренные варианты систем возбуждения турбогенераторов приходим к выводу что оптимальной системой резервного возбуждения по критериям быстродействия и надежности является система основанная на базе тиристорной система самовозбуждения. Она отвечает всем современным требованиям легка в монтаже и настройке; при работе такой системы резервного возбуждения совместно с автоматическим регулятором сильного действия возможно более полное использовать возможностей турбогенераторов для поддержания напряжения на заданном уровне.
Для замены системы резервного возбуждения выберем систему тиристорную систему производства ПО «Уралэлектротяжмаш» с естественным воздушным охлаждением тиристоров. Системы выполнены по одногрупповой схеме параллельного самовозбуждения без вольтодобавочных трансформаторов. В систему входят два тиристорных преобразователя включенных параллельно. Вентильное плечо трехфазного мостового преобразователя содержит в зависимости от номинального тока системы от двух до пяти параллельных блоков тиристора с 630 – амперным тиристором в каждом. Ток возбуждения регулируется полупроводниковым автоматическим регулятором АРВ – СДП. Аппаратура системы возбуждения поставляется заводом – изготовителем смонтированной в шкафах с двусторонним обслуживанием [2].
Минимальный вариант комплекта поставки включает в себя:
преобразовательную установку которая состоит из двух тиристорных преобразователей (каждый – в отдельном шкафу) шкафа силового ввода ШСВ–1 смонтированного между преобразователями на одной с ним несущей раме и шкафа силового ввода ШСВ–2 .
В шкафу ШСВ–1 установлены разъединители ввода преобразователей по переменному и постоянному току два трансформатора собственных нужд системы возбуждения устройство начального возбуждения и элементы групповых демпфирующих и защитных цепей преобразователей.
В шкафу ШСВ–2 установлены автомат гашения поля тиристорный разрядник и контактор самосинхронизации. Шкафы силового ввода имеют 4 модификации (ШСВ – 11 – ШСВ – 14 и ШСВ – 21 – ШСВ – 24). Номер модификации зависит от номинальных параметров силовой коммутационной аппаратуры установленной в шкафу;
шкаф управления защит и сигнализации ШУЗС в котором смонтирован автоматический регулятор возбуждения АРВ – СДП блок дистанционного управления БДУ выполняющий функции резервного регулятора возбуждения электронный блок контроля БК диагностирующий тиристорные преобразователи вспомогательная аппаратура для электронных блоков и релейная аппаратура управления защит и сигнализации системы возбуждения [2].
Резервная система возбуждения обеспечивает следующие режимы работы генератора:
)режим холостого хода и работу генератора в энергосистеме с нагрузками от холостого хода до номинальной работу в пределах диаграммы мощности генератора а также с перегрузками соответствующими ГОСТ 183 – 74 ГОСТ 533 – 85 и ГОСТ 5616 – 89;
)перевод возбуждения генератора с резервной системы возбуждения на рабочий возбудитель и обратно без перерыва питания обмотки возбуждения;
)автоматическое и ручное управление системой возбуждения в режимах пуска и останова генератора;
)выдерживает без повреждений аварийные режимы генератора (короткие замыкания набросы и сбросы нагрузки).
Система резервного возбуждения в режиме автоматического регулирования возбуждения обеспечивает:
)форсировку возбуждения с заданной кратностью и развозбуждение при нарушениях в энергосистеме;
)развозбуждение и гашение поля при нормальном останове генератора при переводом тиристорных преобразователей в инверторный режим;
)гашение поля в аварийных режимах автоматом гашения поля;
)все режимы работы и параметры возбуждения генератора при полном числе и при выходе из строя одной параллельной ветви в любом или каждом суммарном одноименном плече параллельно включенных преобразователей;
)ток возбуждения при работе генератора с номинальной нагрузкой и коэффициентом мощности равном единице при выходе из строя двух параллельных ветвей в любом или каждом суммарном одноименном плече параллельно включенных преобразователей при отключении одного из двух параллельно включенных преобразователей при полном числе параллельных ветвей оставшегося в работе преобразователя. При этом автоматически осуществляется запрет режима форсировки ;
)полное открытие тиристоров при внезапных коротких замыканиях в сети вызывающих заданное снижение напряжения прямой последовательности на входе АРВ;
)регулирование тока возбуждения по отклонению и производной напряжения генератора по отклонению и производной частоты по производной тока возбуждения;
)устойчивое регулирование возбуждения в пределах от 40 % напряжения возбуждения холостого хода до 110 % номинального напряжения возбуждения при работе генератора на сеть на холостом ходу;
)дистанционное изменение уставки напряжения генератора в пределах от 80 до 110 % номинального значение;
) ограничение тока возбуждения генератора двукратной
величиной по отношению к номинальному току возбуждения
без выдержки времени а также ограничения перегрузки по
току возбуждения по время – зависимой характеристике ;
) ограничение минимального тока возбуждения с уставкой
зависящей от величины активной мощности генератора в
режиме потребления реактивной мощности из сети;
) работу генератора в системе группового регулирования
реактивной мощности.
3 Выбор выключателя для резервной системы возбуждения
Расчетный рабочий ток нормального режима:
Расчетный ток утяжеленного режима:
К установке принимаем выключатель вакуумный типа ВБЭ-10-3152500 с собственным временем отключения .
Расчетное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания для ветви энергосистемы: .
Таблица 4.3.1 Выбор выключателя
Выключатель ВБЭ-10-3152500
- время действия основной защиты трансформатора равное 01 с
- полное время отключения выключателя ВБЭ-10-3152500 равное 008с.
4 Выбор токоведущих частей
Турбогенераторы преобразовательный трансформатор и помещение возбуждения удалены друг от друга на достаточно большое расстояние. Для их соединения применяются шинопроводы .
Для соединения преобразовательного трансформатора с шинами генераторного напряжения применим шинопровод. Он должен выдерживать неограниченное время номинальный ток трансформатора и должен выдерживать токи короткого замыкания на выпрямительной обмотке преобразовательного трансформатора.
Экономическая плотность тока для алюминиевых проводников q=15 Амм2 тогда:
Выбираем неизолированные алюминиевые шины ШАТ с размерами: а=10 мм; b=25 мм.
Соединение преобразовательного трансформатора с тиристорным выпрямителем выполняется алюминиевыми шинами. Шины должны выдерживать длительный номинальный ток выпрямительного трансформатора на стороне вентильной обмотки IВ.НОМ=2040 А.
По формуле (3.6) определим сечение шины:
Sпрв=204015=3060 мм2.
Выбираем алюминиевый шинопровод АДО с размерами: а=40 мм; b=100 мм.
1. Обоснование (2) (Рисунок - 1) с 7 по 8.doc
В настоящее время на Курганской ТЭЦ установлена электромашинная система резервного возбуждения генераторов третьей очереди. Такая система возбуждения является устаревшей т.к. срок ее эксплуатации исчисляется десятилетиями.
М – двигатель; GA – вспомогательный генератор; Y – соединительная муфта.
Рисунок 1.1 - Схема резервного электромашинного возбуждения
Естественно за это время было разработано много других разновидностей систем возбуждения превышающих по своим качествам электромашинную систему.
Долгий период времени эксплуатации не мог не сказаться на износ оборудования системы резервного возбуждения генераторов. А ремонт и замена отдельных частей данной системы является дорогостоящим. Так как в системе присутствуют вращающиеся части то появляется необходимость постоянного контроля за ними а так же периодическая замена масла в них.
Электромашинная система возбуждения с возбудителем постоянного тока характеризуется большими постоянными времени Те (03 – 06 с) небольшими потолками по напряжению (не более 2Ufном) и соответственно небольшими скоростями подъема возбуждения.
Все это диктует необходимость замены системы резервного возбуждения генераторов третьей очереди Курганской ТЭЦ на более совершенную систему возбуждения.
0.4 Содержание с 4.doc
ВОЗБУЖДЕНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ ТРЕТЬЕЙ ОЧЕРЕДИ
ГЕНЕРИРУЮЩАЯ КОМПАНИЯ 9
СИСТЕМЫ ВОЗБУЖДЕНИЯ ИХ ДОСТОИНСТВА И НЕДОСТАТКИ .17
ВЫБОР СИСТЕМЫ РЕЗЕРВНОГО ВОЗБУЖДЕНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ .30
РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ НАСТРОЙКИ АППАРАТУРЫ
РЕЗЕРВНОГО ВОЗБУЖДЕНИЯ .41
БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА 56
ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА .71
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 95
4. Выбор системы резервного возбуждения (10) (Таблици - 1_ Рисунки - 2) с 30 по 39.doc
1 Влияние регулирования возбуждения на устойчивость
Регулирование возбуждения современных турбогенераторов оказывает значительное влияние на устойчивость работы генераторов и на энергосистему в целом поэтому актуальным является вопрос о замене устаревших систем автоматического регулирования возбуждения пропоционального действия (АРВ ПД) на быстродействующие системы сильного действия (АРВ СД). В качестве обоснования данного положения ниже приведено исследование устойчивости генератора с точки зрения электромеханических процессов в генераторе [2 13 31].
В реальной электрической системе считается достаточным с точки зрения поддержания требуемой точности напряжения генератора иметь коэффициент усиления KU=50. Однако ее неустойчивость наступает при KU10 и при таких значениях коэффициента усиления АРВ ПД можно говорить лишь о поддержании переходной ЭДС генератора Е' приложенной за его переходным сопротивлением x'd. Добиться же требуемой точности поддержания напряжения генератора Uг при одновременном обеспечении его устойчивости можно применив АРВ сильного действия (АРВ СД).
В отличие от АРВ ПД АРВ СД осуществляет регулирование не только по отклонению напряжения генератора но и по его скорости путем формирования управляющего воздействия пропорционального не только отклонению Uг но и скорости U'г. На рисунке 4.1 приведена функциональная схема системы с АРВ СД.
Рисунок 4.1 – Функциональная схема системы с АРВ-СД
Из сказанного вытекает закон регулирования реализующий АРВ СД аналитическая форма записи которого имеет вид
Eг = - KU Uг - KU' U'г
где KU' -коэффициент усиления регулятора по скорости изменения напряжения генератора U'г определяющий степень принудительного производимого изменения ЭДС генератора при появлении скорости изменения напряжения генератора U'г.
Работа генератора с АРВ СД в переходном режиме обусловленная наличием канала регулирования по отклонению напряжения генератора Uг происходит описанной выше работе генератора с АРВ ПД. Наличие же канала регулирования по скорости изменения напряжения генератора U’г приводит к появлению дополнительного электромагнитного момента генератора M'p стремящегося как и ранее рассмотренные моменты M и Mp вернуть генератор в состояние равномерного вращательного движения. Но так как сигнал пропорциональный скорости изменения напряжения генератора опережает по фазе на 900 сигнал пропорциональный самому этому напряжению то и момент M'p опережает по фазе на 900 действие момента Mp. Поэтом если момент Mp запаздывает в действии по отношению к избыточному моменту M то момент M'p опережает в действии последний. Это в свою очередь означает что в отличие от момента Mp момент M'p за период колебаний совершает работу уменьшающую энергию колебательной системы. Тем самым появляется возможность влияя на величину момента Mp путем изменения коэффициента усиления KU' принудительно влиять на интенсивность вывода энергии из колебательной системы. Так если система неустойчива по причине увеличения ее энергии от периода к периоду колебаний то можно выбрав определенный коэффициент усиления KU' больше некоторого минимально допустимого значения KU'min обеспечить наряду с потерями дополнительный вывод энергии из системы причем такой что полная энергия системы от периода к периоду будет убывать колебания будут затухающими а система устойчивой. Установив В АРВ СД еще больший коэффициент усиления KU' можно получить апериодический закон восстановления напряжения генератора. При увеличении коэффициента усиления KU' по аналогии с увеличением коэффициента KU происходит увеличение запаздывания в действии момента M'p. Это ведет к уменьшению принудительно выводимой энергии из колебательной системы и при коэффициенте усиления более значения KU’max ее может выводиться больше чем закачиваться при совершении работы моментом Mp. В результате энергия системы от периода к периоду будет увеличиваться амплитуда колебаний возрастать а система будет неустойчивой. Поэтому во избежание неустойчивости системы при применении АРВ СД коэффициент усиления KU’ в нем следует устанавливать не менее KU’min и не более KU'max.
Применение АРВ СД дает возможность одновременно обеспечивать требуемую точность поддержания напряжения Uг генератора путем установки соответствующего значения коэффициента усиления KU (обычно KU=50) и его статическую устойчивость путем установки коэффициента усиления KU'min KU' KU'max. Причем нижняя граница этого интервала KU'min будет больше а верхняя граница KU'max меньше при большем установленном коэффициенте усиления KU. Это обусловлено необходимостью большего вывода энергии из системы при совершении работы моментом M'p вызванного увеличение закачиваемой энергии в систему при совершении работы моментом Mp. Графически область допустимых с точки зрения статической устойчивости генератора коэффициентов усиления KU и KU' может быть представлена в виде заштрихованной части площади первого квадрата системы координат по осям которой отложены значения коэффициентов усиления KU и KU' (рисунок 4.2).
Рисунок 2.4 – Графическая облость допустимых коэффициентов
Координаты KUт и KU'т точки А лежащей внутри допустимой области означают что если в АРВ ПД генератора установить коэффициент усиления KU=KUт и KU’=KU'т то генератор будет статически устойчив. При этом если коэффициент усиления KUт выбирается из условия обеспечения требуемой точности поддержания напряжения Uг генератора то коэффициент усиления KU'т - из условия обеспечения требуемого качества (времени степени затухания и т.п.) переходного процесса.
На современных генераторах с целью более оптимального обеспечения условий устойчивости и качества протекания переходных процессов устанавливают АРВ СД осуществляющие регулирование не только по отклонению Uг напряжения генератора и его скорости U'г но и по отклонению от синхронной его частоты вращения f и скорости ее изменения f' а также по скорости изменения тока возбуждения I'f.
Так как с помощью АРВ СД обеспечивается требуемая точность поддержания напряжения генератора то при расчетах статической устойчивости такой генератор в схеме замещения можно учитывать его напряжением Uг и нулевым сопротивлением.
Проанализировав ранее рассмотренные варианты систем возбуждения турбогенераторов приходим к выводу что оптимальной системой резервного возбуждения по критериям быстродействия и надежности является система основанная на базе тиристорной система самовозбуждения. Она отвечает всем современным требованиям легка в монтаже и настройке; при работе такой системы резервного возбуждения совместно с автоматическим регулятором сильного действия возможно более полное использовать возможностей турбогенераторов для поддержания напряжения на заданном уровне.
Для замены системы резервного возбуждения выберем систему тиристорную систему производства ПО «Уралэлектротяжмаш» с естественным воздушным охлаждением тиристоров. Системы выполнены по одногрупповой схеме параллельного самовозбуждения без вольтодобавочных трансформаторов. В систему входят два тиристорных преобразователя включенных параллельно. Вентильное плечо трехфазного мостового преобразователя содержит в зависимости от номинального тока системы от двух до пяти параллельных блоков тиристора с 630 – амперным тиристором в каждом. Ток возбуждения регулируется полупроводниковым автоматическим регулятором АРВ – СДП. Аппаратура системы возбуждения поставляется заводом – изготовителем смонтированной в шкафах с двусторонним обслуживанием [2].
Минимальный вариант комплекта поставки включает в себя:
преобразовательную установку которая состоит из двух тиристорных преобразователей (каждый – в отдельном шкафу) шкафа силового ввода ШСВ–1 смонтированного между преобразователями на одной с ним несущей раме и шкафа силового ввода ШСВ–2 .
В шкафу ШСВ–1 установлены разъединители ввода преобразователей по переменному и постоянному току два трансформатора собственных нужд системы возбуждения устройство начального возбуждения и элементы групповых демпфирующих и защитных цепей преобразователей.
В шкафу ШСВ–2 установлены автомат гашения поля тиристорный разрядник и контактор самосинхронизации. Шкафы силового ввода имеют 4 модификации (ШСВ – 11 – ШСВ – 14 и ШСВ – 21 – ШСВ – 24). Номер модификации зависит от номинальных параметров силовой коммутационной аппаратуры установленной в шкафу;
шкаф управления защит и сигнализации ШУЗС в котором смонтирован автоматический регулятор возбуждения АРВ – СДП блок дистанционного управления БДУ выполняющий функции резервного регулятора возбуждения электронный блок контроля БК диагностирующий тиристорные преобразователи вспомогательная аппаратура для электронных блоков и релейная аппаратура управления защит и сигнализации системы возбуждения [2].
Резервная система возбуждения обеспечивает следующие режимы работы генератора:
)режим холостого хода и работу генератора в энергосистеме с нагрузками от холостого хода до номинальной работу в пределах диаграммы мощности генератора а также с перегрузками соответствующими ГОСТ 183 – 74 ГОСТ 533 – 85 и ГОСТ 5616 – 89;
)перевод возбуждения генератора с резервной системы возбуждения на рабочий возбудитель и обратно без перерыва питания обмотки возбуждения;
)автоматическое и ручное управление системой возбуждения в режимах пуска и останова генератора;
)выдерживает без повреждений аварийные режимы генератора (короткие замыкания набросы и сбросы нагрузки).
Система резервного возбуждения в режиме автоматического регулирования возбуждения обеспечивает:
)форсировку возбуждения с заданной кратностью и развозбуждение при нарушениях в энергосистеме;
)развозбуждение и гашение поля при нормальном останове генератора при переводом тиристорных преобразователей в инверторный режим;
)гашение поля в аварийных режимах автоматом гашения поля;
)все режимы работы и параметры возбуждения генератора при полном числе и при выходе из строя одной параллельной ветви в любом или каждом суммарном одноименном плече параллельно включенных преобразователей;
)ток возбуждения при работе генератора с номинальной нагрузкой и коэффициентом мощности равном единице при выходе из строя двух параллельных ветвей в любом или каждом суммарном одноименном плече параллельно включенных преобразователей при отключении одного из двух параллельно включенных преобразователей при полном числе параллельных ветвей оставшегося в работе преобразователя. При этом автоматически осуществляется запрет режима форсировки ;
)полное открытие тиристоров при внезапных коротких замыканиях в сети вызывающих заданное снижение напряжения прямой последовательности на входе АРВ;
)регулирование тока возбуждения по отклонению и производной напряжения генератора по отклонению и производной частоты по производной тока возбуждения;
)устойчивое регулирование возбуждения в пределах от 40 % напряжения возбуждения холостого хода до 110 % номинального напряжения возбуждения при работе генератора на сеть на холостом ходу;
)дистанционное изменение уставки напряжения генератора в пределах от 80 до 110 % номинального значение;
) ограничение тока возбуждения генератора двукратной
величиной по отношению к номинальному току возбуждения
без выдержки времени а также ограничения перегрузки по
току возбуждения по время – зависимой характеристике ;
) ограничение минимального тока возбуждения с уставкой
зависящей от величины активной мощности генератора в
режиме потребления реактивной мощности из сети;
) работу генератора в системе группового регулирования
реактивной мощности.
3 Выбор выключателя для резервной системы возбуждения
Расчетный рабочий ток нормального режима
Расчетный ток утяжеленного режима
К установке принимаем выключатель вакуумный типа ВБЭ-10-3152500 с собственным временем отключения .
Расчетное значение периодической составляющей тока короткого замыкания
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания для ветви энергосистемы .
Таблица 4.3.1 - Выбор выключателя
Выключатель ВБЭ-10-3152500
- время действия основной защиты трансформатора равное 01 с
- полное время отключения выключателя ВБЭ-10-3152500 равное 008с.
4 Выбор токоведущих частей
Турбогенераторы преобразовательный трансформатор и помещение возбуждения удалены друг от друга на достаточно большое расстояние. Для их соединения применяются шинопроводы .
Для соединения преобразовательного трансформатора с шинами генераторного напряжения применим шинопровод. Он должен выдерживать неограниченное время номинальный ток трансформатора и должен выдерживать токи короткого замыкания на выпрямительной обмотке преобразовательного трансформатора.
Экономическая плотность тока для алюминиевых проводников q=15 Амм2 тогда:
Выбираем неизолированные алюминиевые шины ШАТ с размерами: а=10 мм; b=25 мм.
Соединение преобразовательного трансформатора с тиристорным выпрямителем выполняется алюминиевыми шинами. Шины должны выдерживать длительный номинальный ток выпрямительного трансформатора на стороне вентильной обмотки IВ.НОМ=2040 А.
По формуле (3.6) определим сечение шины:
Sпрв=204015=3060 мм2.
Выбираем алюминиевый шинопровод АДО с размерами: а=40 мм; b=100 мм.
ФСА 95 Таблица.doc
Эффект от модернизации
Отчисления на послеэксплутационное обслуживание
Коэффициент дисконтирования
Чистый дисконтированный доход
Таблица 7.6 Окупаемость проекта по годам
9. Литература (3) с 95 по 97.doc
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат 1987. – 648 с.
Методические указания по наладке тиристорной системы самовозбуждения серии СТС для турбо- и гидрогенераторов. – М.: СПО ОРГРЭС 1992.
Отчёт о научно-исследовательской работе по теме: Т01.6110 “Исследование и разработка унифицированных высокоэффективных статических систем возбуждения турбогенераторов и гидрогенераторов”. Ленинград 1977 г. – 447с.
Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: - 3-е изд. - М.: Высшая школа. 1991. – 496 с.
Справочник по проектированию электроснабжения под редакцией Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат 1990. – 576с.
Чаки Ф. Герман И. Ипшич И. и др. Силовая электроника: Примеры и расчёты. Пер. с англ. – М.: Энергоиздат 1982. –384 с.
Беркович Е. И. Ковалёв В. Н. Ковалёв Ф. И. и др. Полупроводниковые выпрямители. – М.: Энергия 1978. – 448 с.
Костелянец В. С. Элиасберг Г. Б. Расчёт цепей ограничения коммутационных перенапряжений в тиристорных преобразователях с естественной коммутацией ЭТП. Преобразовательная техника. 1983. вып. 9(155) с. 3-5.
Анализ коммутационных перенапряжений в преобразователях системы возбуждения турбогенератора блока №1 ЧТЭЦ-3. Раздел 2. Отчет по НИР по теме: №99197 2000 г.
О. Г. Чебовский А. А. Сафонов Л. А. Братушева. Тиристоры триодные не проводящие в обратном направлении типа Т353-800. 05.11.10-86. -М.; Информэлектро 1986. –12 с.
О. А. Кузнецов Я. И. Стиоп. Полупроводниковые выпрямители. М.-Л. Энергия 1966. –272 с.
Правила устройства электроустановок.– М.: Энергоатомиздат 2004. – 640 с.
Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. – М.: Энергоатомиздат 2003. – 424 с.
Средства защиты в машиностроении. Расчет и проектирование: Справочник Под ред. С.В.Белова – М.: Машиностроение 1989. – 368с.
Рысин С.А. Вентялиционные установки машиностроительных заводов (справочник) Машгиз 1964.
Путин В. А. Сидоров А. И. Охрана труда: Учебное пособие часть IV. – ЧПИ 1985.
ГОСТ 12.1.009-76 (1999) ССБТ. Электробезопасность. Термины и определения.
ГОСТ 12.1.019-79 (2001) ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты.
ГОСТ 12.1.030-81 (2001) ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление.
ГОСТ 12.1.038-82 (2001) ССБТ. Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов.
ГОСТ 12.1.051-90 (2001) ССБТ. Электробезопасность. Расстояния безопасности в охранной зоне линий электропередачи напряжением свыше 1000 В.
ГОСТ 12.2.007.2-75 (2001) ССБТ. Трансформаторы силовые и реакторы электрические. Требования безопасности.
ГОСТ 12.3.032-84 (2001) ССБТ. Работы электромонтажные. Общие требования безопасности.
ГОСТ 12.4.154-85 ССБТ. Устройства экранирующие для защиты от электрических полей промышленной частоты. Общие технические требования основные параметры и размеры
ГОСТ 12.4.155-85 ССБТ. Устройства защитного отключения. Классификация. Общие технические требования
НПБ 243-97 (с изм. 1 2001) Устройства защитного отключения. Требования пожарной безопасности. Методы испытаний
ППБ 01-93 (1998 с изм. 1999) Правила пожарной безопасности в Российской Федерации
Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2002.- 64с.
ГОСТ Р 12.0.006-2002 ССБТ. Общие требования к управлению охраной труда в организации
Мокин Б.И. Выговский Ю.Ф. Автоматические регуляторы в электриче-ских сетях. – Киев: Техника 1985. – 103 с.
Федосеев A.M. Релейная защита электроэнергетических систем: Релейная защита сетей. – М.: Энергоатомиздат 1984. – 520 с.
Чернобровов Н.Б. Релейная защита. – М.: Энергия 1980. – 520 с.
4.5 Перевод с резервного на рабочее с 40.doc
В настоящее время перевод с резервного возбуждения осуществляется в ручную. А так как проектируемая тиристорная система возбуждения имеет возможность подгонки уставки напряжения то я предлагаю в цепь управления выключателями ввода резервного возбуждения включить цепь в которой будет находиться ключ управления реле времени и промежуточное реле. Это позволит автоматизировать процесс перевода генератора с резервного возбуждения на рабочее.
При работе генератора на рабочем возбудителе для перевода его на резервное возбуждение следует повернуть ключ управление в положение «2» после чего автоматически будет производиться подгонка уставки напряжения на резервном возбудителе под рабочий. Далее срабатывает сигнал на ГЩУ об окончании подгонки уставки затем идет сигнал на отключение рабочего возбудителя и включение резервного. По окончании перевода ключ управления необходимо вернуть в нейтральное положение.
Графически это показано на схеме 140211-08-СХ.02 Э2.
0.5 Введение (3).doc
Надежность системы возбуждения на порядок ниже чем другого оборудования обеспечивающего работу генератора. Важной задачей является повышение надежности системы возбуждения. Повышение надежности во многом зависит от резервирования системы. Таким образом необходимо повышать надежность системы резервного возбуждения.
Для генераторов третьей очереди Курганской ТЭЦ установлена электромашинная система резервного возбуждения. Она представляет из себя двигатель с возбудителем постоянного тока присоединенный к системе собственных нужд. Электромашинная система возбуждения с возбудителем постоянного тока характеризуется большими постоянными времени Те (03 – 06 с) небольшими потолками по напряжению (не более 2Ufном) и соответственно небольшими скоростями подъема возбуждения. В настоящее время такие системы возбуждения заменяют более совершенными системами которые приводятся ниже.
Наиболее совершенная система резервного возбуждения на сегодня – это система электромагнитного возбуждения выполненная на микропроцессорах. Эта система обеспечивает целый ряд преимуществ. Прежде всего новая система позволяет значительно уменьшить габариты всех устройств. Так если обычный регулятор возбуждения занимает отдельный шкаф или даже два то теперь его роль может выполнять одна небольшая панелька. Все показатели работы агрегата выводятся на пульт оператора где фиксируются на мониторе (а заодно и в памяти компьютера) все возникающие отклонения от заданного режима. При этом в случае серьезной неисправности оборудование отключается автоматически.
В дальнейшем это направление получит новое развитие. На электростанциях предусмотрено внедрять единую автоматическую систему управления технологическими процессами (АСУТП) которая позволит не только выдавать на центральный пульт управления электростанции полную информацию о работе каждого агрегата но и соответственно управлять его работой.
Необходимость замены устаревшей системы резервного возбуждения диктуют возрастающие требования к качеству надежности электроснабжения. Повышение устойчивости работы генератора в системе может значительно увеличить срок эксплуатации всего оборудования обеспечивающего работу генератора. Электромашинная система является системой пропорционального действия и поэтому не может обеспечить необходимые условия для статической и динамической устойчивости генератора.
В данном дипломном проекте было решено использовать для замены электромашинной системы резервного возбуждения тиристорную систему возбуждения с автоматическим регулятором возбуждения АРВ – СДП1. Этот регулятор не является передовым но из – за недостатка материалов по микропроцессорным системам управления возбуждением и доступности документации на указанный регулятор был сделан выбор в пользу тиристорной системы возбуждения основанной на базе СТС–370–2500 работающей с автоматическим регулятором АРВ – СДП1.
Тиристорная система возбуждения имеет гораздо большее быстродействие достаточное для такого управления электромагнитными процессами которое создает условия для устойчивой параллельной работы генераторов в аварийных режимах энергетической системы.
При написании дипломного проекта были применены следующие исходные материалы:
-Схема системы резервного возбуждения генераторов третьей очереди Курганской ТЭЦ;
-Методические указания по наладке систем тиристорного самовозбуждения.
0.3 Анотация (1).doc
ГЕНЕРАТОР СИСТЕМА РЕЗЕРВНОГО ВОЗБУЖДЕНИЯ ТИРИСТОРНЫЙ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА КОНДИЦИОНИРОВАНИЕ И ВЕНТИЛЯЦИЯ.
Темой данного дипломного проекта является модернизация системы резервного возбуждения генераторов третьей очереди Курганской ТЭЦ. Целью проектирования является подбор системы резервного возбуждения выбор оборудования системы возбуждения. Для обеспечения безопасности работ связанных с ремонтом и обслуживанием системы осуществляется установка системы кондиционирования.
Выводы сделанные при разработке темы могут быть использованы в проектной и эксплуатационной практике.
0.2 Задание (1).doc
Курганский государственный университет
Кафедра «Энергетика и технология металлов»
З А Д А Н И Е № _16_
на дипломный проект (работу)
Студент Медведев Александр Сергеевич
Группа ТС-5663 Специальность 140211 Электроснабжение
Тема работы (проекта) Проект модернизации резервного возбуждения
генераторов третьей очереди Курганской ТЭЦ
Утверждена приказом ректора университета от “18“ __марта__ 200 8 г. № _230_
Руководитель работы (проекта) доц. Данилов А.А.
(должность ученое звание степень фамилия и. о.)
(указать название раздела должность ученое звание степень фамилия и. о.)
Экология и безопасность жизнедеятельности – доц. к.т.н Микуров А.И.
Организационно-экономическая часть – доц. к.т.н Таранов А.С.
Сроки выполнения работы (проекта) с “3“марта_ 2008_г. по“7“_июня 2008_г.
Введение. 1 Обоснование проекта модернизации резервного возбуждения генераторов третьей
очереди Курганской ТЭЦ. 2 Сведения об энергосистеме. 3 Системы возбуждения их достоинства
и недостатки. 5 Проектирование тиристорной системы резервного возбуждения генераторов
третьей очереди Курганской ТЭЦ. 6 Выбор электрооборудования. 7 Выбор защит
электрооборудования.8 Экология и безопасность жизнедеятельности. 9 Организационно-
экономическая часть проекта. Заключение. Список используемых источников. Приложение.
Графическая часть:1 Резервная система тиристорного возбуждения. Схема электрическая
принципиальная (1 лист формата А1). 2 Электрическая функциональная схема подключения
резервного возбудителя (1 лист формата А). 3 Тиристорный преобразователь. Схема
электрическая принципиальная(1 лист формата А1). 4 Структурная схема АРВ-СДП1 и РРВ.
Иллюстрация (1 лист формата А1). 5 Цепи функциональных связей блоков и цепи сигнализации
АРВ. Схема электрическая функциональная (1 лист формата А1). 6 Релейная защита трансфор-
матора и тиристорного преобразователя. Схема электрическая функциональная (1 лист
формата А1). 7Система вентиляции тиристорного преобразователя. Схема (1 лист
формата А1). 8 Технико-экономическая часть проекта. Иллюстрация (1 лист формата А1).
Всего листов: формата А1 – 8-9 листов.
(подпись дата) (фамилия инициалы)
Решение о допуске студента к защите работы (проекта) в Государственной экзаменационной комиссии
(соответствует не соответствует)
(допустить не допустить) (фамилия имя отчество)
работы (проекта) в Государственной экзаменационной комиссии
(должность место работы фамилия имя отчество)
Заведующий кафедрой Мошкин В.И.
(подпись) (фамилия и. о.)
Декан факультета Савиных Л.М.
0.3 Анотация (1) с 3.doc
ГЕНЕРАТОР СИСТЕМА РЕЗЕРВНОГО ВОЗБУЖДЕНИЯ ТИРИСТОРНЫЙ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА КОНДИЦИОНИРОВАНИЕ И ВЕНТИЛЯЦИЯ.
Объектом проектирования является система резервного возбуждения генераторов третьей очереди Курганской ТЭЦ.
Целью проектирования является: подбор системы резервного возбуждения выбор оборудования системы возбуждения; расчет вентиляции и кондиционирования разработка мероприятий по безопасности жизнедеятельности и организационно-экономических вопросов.
В результате произведенных расчетов принята резервная система возбуждения генераторов основанная на базе тиристорной системы возбуждения серии СТС-370-2500-25-2-УХЛ4 изготовитель ПО «Уралэлектротяжмаш» г. Екатеринбург.
Выводы сделанные при разработке темы могут быть использованы в проектной и эксплуатационной практике.
7. ФСА (23) (Рисунков - 7_ Таблиц - 6) с 70 по 93.doc
Функциональная модель (ФМ) - это логико-графическое изображение состава и взаимосвязей функций объекта получаемое с помощью их формулировки и установления порядка подчинения.
В ФСА под функцией понимают внешнее проявление свойств какого-либо объекта в данной системе отношений.
ФМ должна строиться на основе техники систематизированного анализа функций (FAST).
При этом необходимо руководствоваться следующими правилами:
а) линии критического пути ФМ должны соответствовать тем функциям которые должны быть выполнены обязательно для реализации главной функции системы;
б) соответствие выделяемой функции как частным целям данной составляющей объекта так и общим целям ради которых создается объект;
в) четкая определенность специфики действий обуславливающих содержание выделяемой функции;
г) соблюдение строгой согласованности целей и задач определивших выделение данной функции с действиями составляющими ее содержание;
д) функции верхнего уровня должны являться отражением целей для функций нижестоящего уровня;
е) сигналом к завершению построения ФМ должна являться невозможность дальнейшей дифференциации функций без перехода от функций к предметной форме их исполнения.
Функционально-стоимостная модель (ФСМ) системы пригодна для выявления ненужных функций и элементов (бесполезных и вредных); определения функциональной достаточности и полезности элементов объекта; распределения затрат по функциям; оценки качества исполнения функций; выявления дефектных функциональных зон в объекте; определения уровня функционально-структурной организации изделия.
Построение ФСМ осуществляется путем совмещения ФМ и СМ объекта.
Оценка значимости функции ведется последовательно по уровням ФМ (сверху вниз) начиная с первого. Для главной и второстепенной т.е. для внешних функций объекта при оценке их значимости исходным является распределение требований потребителей (показателей качества параметров свойств) по значимости (важности).
Нормирующим условием для функции является следующее:
n – количество функций расположенных на одном уровне ФМ и относящихся к общему объекту вышестоящего уровня.
Для внутренних функций определение значимости ведется исходя из их роли в обеспечении функций вышестоящего уровня.
Учитывая многоступенчатую структуру ФМ наряду с оценкой значимости функций по отношению к ближайшей вышестоящей функции определяется показатель относительной важности функции любого i-го уровня Rij по отношению к изделию в целом:
где G – количество уровней ФМ.
В случае если одна функция участвует одновременно в обеспечении нескольких функций верхнего уровня ФМ ее значимость определяется для каждой из них отдельно а относительная важность функции для объекта в целом рассчитывается как сумма значений Rij по каждой ветви ФМ (от iго уровня до первого) проходящей через эту функцию.
Оценка качества исполнения функций (Q)
Обобщенный (комплексный) показатель качества варианта исполнения функций оценивается по формуле:
где - относительная значимость n-го потребительского свойства;
- степень удовлетворения n-го свойства в V-ом варианте;
m – количество свойств.
Выражение качества выполнения функций будет иметь вид:
Определение абсолютной стоимости функций
Функционально необходимые затраты – минимально возможные затраты на реализацию комплекса функций системы при соблюдении заданных требований потребителей (параметров качества) в условиях производства и применения (эксплуатации) организационно-технический уровень которых соответствует уровню сложности спроектированного объекта.
Абсолютная стоимость реализации функций Sабс определяется по формуле:
где Sизг – затраты связанные с изготовлением (приобретением) материального носителя функции. В состав этих затрат входят: затраты на проектирование изготовление (модернизацию) пуско-наладочные работы обучение персонала;
Sэкспл – эксплуатационные затраты;
Sтр – затраты связанные с трудоемкостью реализации функции;
Sэн – энергозатраты на реализацию функции;
Sпроч – прочие затраты на реализацию функции.
Определение относительной стоимости реализации функций
Относительная стоимость реализации функций SотнF определяется по формуле:
где SSабс – суммарная абсолютная стоимость функционирования объекта определяется путем суммирования значений абсолютных стоимостей реализации функций;
SабсFij – абсолютная стоимость реализации jой функции iго уровня ФМ.
Функционально-стоимостные диаграммы (ФСД) и диаграммы качества исполнения функций (КИФ) строятся для базового и проектного варианта исследуемой системы. Они имеют целью выявление зон диспропорции т.е. зон избыточной затратности реализации функции а также определение зон функциональной недостаточности (низкого качества исполнения функций).
Диаграммы ФСД и КИФ строятся для базового варианта (до принятия и реализации проектного решения) и проектного варианта.
На основании сравнения этих диаграмм можно судить о степени полезности и экономической целесообразности курсового проекта.
2 Построение функциональной и структурной модели объекта проектирования
F1 – обеспечить возбуждение генератора ;
f11 – обеспечить надежность возбуждения ;
f12 – обеспечить управляемость возбуждения;
f13 – обеспечить простоту в обслуживании и ремонте системы возбуждения;
f14 – обеспечение безопасности в работе;
f111 – применение резервирования систем;
f112 – быстродействующая система ;
f113 – применение современной полупроводниковой базы;
f114 – обеспечение высокой перегрузочной способности;
f121 – возможность широкого регулирования напряжения;
f122 – глубокая автоматизация процесса регулирования;
f123 – обеспечение возбуждения при вводе генератора в работу;
f124 – обеспечение быстрого вывода генератора из работы;
f131 – использование блочной системы;
f132 – легкость настройки и ввода в эксплуатацию;
f133 – легкость монтажа;
f134 – простота контроля параметров;
f141 – ограничение доступа к системе;
f142 – применение негорючих материалов;
f143 – использование пожарозащиты;
f1111 – резервирования каналов управления;
f1112 – резервирование силовой части;
Рисунок 7.1 - Функциональная модель
Рисунок 7.2 - Структурная модель
3 Функционально – стоимостной анализ базового варианта
Для примера рассчитаем параметры для функции f11 (обеспечение надежности возбуждения генератора).
Относительная значимость данной функции r=04; степень удовлетворения свойства в базовом варианте Р=08.
Тогда по формуле (7.1) определим качество исполнения функции:
Абсолютная стоимость реализации данной функции Sабс складывается из нескольких составляющих (7.3):
Sабс =1070+10+10+1+1=1092 тысяч рублей.
Относительная стоимость реализации функции Sотн определяется из (7.4):
Таблица 7.1 - Расчет затрат для базового варианта
Таблица 7.2 - Функционально – стоимостная модель для базового варианта
Наименование функции
Значимость функции r
Относительная важность функции R
Качество исполнения функции Q
Абсолютная стоимость реализации функции Sабс
Относительная стоимость реализации функции Sотн
обеспечить надежность возбуждения
обеспечить управляемость возбуждения
обеспечить простоту в обслуживании и ремонте системы возбуждения
обеспечение безопасности в работе
применение резервирования систем
быстродействующая система
применение современной полупроводниковой базы
обеспечение высокой перегрузочной способности
возможность широкого регулирования напряжения
глубокая автоматизация процесса регулирования
обеспечение возбуждения при вводе генератора в работу
обеспечение быстрого вывода генератора из работы
использование блочной системы
легкость настройки и ввода в эксплуатацию
простота контроля параметров
ограничение доступа к системе
применение негорючих материалов
использование пожарозащиты
резервирования каналов управления
резервирование силовой части
Рисунок 7.3 - Функционально – стоимостная диаграмма базового варианта
Рисунок 7.4 - Диаграмма качества исполнения функций базового варианта
4 Функционально – стоимостной анализ проектируемого варианта
Таблица 7.3 - Расчет затрат для проектируемого варианта
Таблица 7.4 - Функционально – стоимостная модель для проектируемого варианта
Рисунок 7.5 - Функционально – стоимостная диаграмма проектируемого
Рисунок 7.6 - Диаграмма качества исполнения функций проектируемого варианта
5 Технико-экономическое обоснование надежности
Надежность является важнейшим свойством электроснабжения в силу особенностей процесса производства и распределения энергии. Отсутствие возможностей создания запасов электроэнергии быстротечность протекающих процессов высокая зависимость народного хозяйства от своевременной подачи электроэнергии могут привести к значительному экономическому ущербу при нарушении надежности электроснабжения.
Для обеспечения надежности энергоснабжения используются такие методы как повышение надежности элементов системы недогрузка работающего оборудования дублирование элементов резервирование систем. Каждый из этих путей требует дополнительных затрат в систему электроснабжения и позволяет снизить ущерб возникающий при нарушении надежности электроснабжения. Соизмерение затрат и результатов дает ответ о целесообразных методах и уровне обеспечиваемой надежности.
где - повышение приведенных затрат в обеспечение надежности; - повышение соответственно единовременных и ежегодных расходов определяемых уровнем надежности R; - коэффициент эффективности дополнительных капиталовложений; - математическое ожидание снижения ущерба при надежности R.
При дублировании элементов или резервировании систем вероятность отказа технической системы вычисляют по формуле
где - вероятность отказа iго элемента или системы.
При одинаковых элементах расчетная формула имеет вид
где n – число резервных элементов (систем) подключенных параллельно.
В системах с последовательно соединенными элементами надежность вычисляется по формуле
где j – номер последовательно включенного элемента (системы).
Ущерб в системах электроснабжения может быть сложной функцией времени глубины и характера повреждения свойств потребителей электроэнергии. Упрощенный расчет ущерба выполняют по зависимости
где - средняя величина ущерба по группе потребителей при недоотпуске 1 кВт*ч электроэнергии; - математическое ожидание недоотпуска электроэнергии при нарушении надежности электроснабжения.
где - соответственно максимальная (расчетная) нагрузка потребителя и возможный резерв мощности из другого (резервного) источника энергии; - число часов использования максимальной нагрузки.
Ненадежность отдельных элементов системы электроснабжения можно приближенно оценить по формуле:
где - среднее число отказов элементов; - среднее время восстановления оборудования после отказа.
Капиталовложения связанные с дублированием или резервированием определяют по такой зависимости:
где - капиталовложения в один элемент (систему); - число дублирующих (резервирующих) элементов или систем. Показатель можно рассчитать по формулам для оценки стоимости основных фондов элементов энергетики.
Ежегодные затраты обусловленные обеспечением определенного уровня надежности путем резервирования или дублирования можно рассчитать по формуле
где - амортизационные отчисления по системе с учетом резервных элементов; - ежегодные затраты на ремонт и обслуживание системы; - стоимость потерь электроэнергии в системе электроснабжения.
где - удельные замыкающие затраты на компенсацию потерь электроэнергии; - потери электроэнергии в системе электроснабжения с учетом резервных элементов.
Приблизительный уровень ненадежности системы возбуждения при
=2 и =25 по формуле (6.10):
Оценим приближённо недоотпущенную мощность потребителям при аварии. При аварии в системе резервного возбуждения происходит отключение блока и ввод резервного генератора. Это время составляет до 0.5 часа и необходимо для того что бы собрать схему резервного питания. Недоотпуск электроэнергии определим по выражению:
где - мощность блока;
Таблица 7.5 - Капитальные вложения в систему
Тиристорный преобразователь
Преобразовательный трансформатор
Соединительный кабель
Математическое ожидание недоотпуска электроэнергии при нарушении надежности электроснабжения.
Средняя величина ущерба по группе потребителей при недоотпуске 1 кВт·ч электроэнергии =23 рубля тогда ущерб приблизительно будет равен :
Превышение единовременных расходов (из таблицы 7.5)
По формуле (6.5) делаем оценку целесообразности модернизации:
Повышения ежегодных расходов не требуется так как тиристорная система возбуждения гораздо менее прихотлива в работе чем существующая электромашинная. Тогда соизмеряя затраты и результат от модернизации можно сделать вывод о целесообразности замены существующей системы резервного возбуждения на тиристорную.
6 Экономический эффект при модернизации системы
Для повышения надежности предлагается заменить существующую электромашинную систему резервного возбуждения на статическую тиристорную обладающую множеством преимуществ: более высокая надежность простота в обслуживании и монтаже повышенная безопасность для персонала.
Расчет проведем по приведенным затратам для одного и другого типа. Расчет проведем в ценах одного года так как целью расчета является сравнение а пропорции приблизительно останутся такими же то следовательно можно на него опираться при выборе.
Приведенные затраты находим по формуле
где a= 025 – нормативный коэффициент;
К – капиталовложения;
Для электромашинной системы капиталовложения определяем по формуле
К = Ц + 012×Ц + 003×Ц ;
К1 = 1350000+162000+40500=1552500 р.
При определении издержек учитываем необходимую заработную плату рабочим обслуживающим систему возбуждения и стоимость материалов.
И1=(З1+З2)×12+ИМ +ИП;
И1 =(7000+5900)×12+56025+45000=255825 рублей
где З1 =7000 р. – заработная плата одного рабочего;
З2×=5900 р. - заработная плата второго рабочего;
ИМ = 415×75×18=56025 р
где СМ =415 ркг – стоимость масла основная составляющая стоимости материалов необходимых для ремонта;
mМ =75 кг – масса масла в возбудителе;
n =18 – количество ремонтов
где СП =1250 р – стоимость подшипников качения возбудителя
Тогда приведенные затраты находим по формуле (7.14)
З1=025×1552500+255825=643950 р.
Аналогично рассчитаем капитальные затраты для тиристорной системы возбуждения по формуле (4.1):
З2 =025×1380000+84000=429000 р.
Для тиристорной системы возбуждения капиталовложения включая демонтаж и монтаж определяем по формуле
К=Ц + 012×Ц + 003×Ц+ СД;
К2= 1430000+171600+42900+108000=1752500 р
где СД = 008Ц1 – стоимость демонтажа.
Так как тиристорная система возбуждения является статической то замены масла и подшипников не требуется и необходимо проводить только осмотры то на их обслуживание достаточно выделить меньшее число человеко-часов.
И2 =7000×12=84000 р.
где З1 =7000 р. – заработная плата рабочего 3 разряда;
Из этих рассчетов видно что тиристорная система возбуждения превосходит по всем показателям существующую высокочастотную.
Разница ежегодных издержек базового и проектируемого варианта и составит ежегодный эффект от модернизации системы.
И=255825-84000=171825 р.
Шаг расчета принимаем 1 год инвестирование осуществляется за счет собственных средств капитал вносится единовременно.
Результаты расчета представлены в таблице 7.6.
Из расчетов видно что чистый дисконтированный доход за 12 лет составит 2037674 р. Срок окупаемости проекта – 10 лет.
Таблица 7.6 - Окупаемость проекта по годам
Капитальные вложения
Эффект от модернизации
Отчисления на послеэксплутационное обслуживание
Коэффициент дисконтирования
Чистый дисконтированный доход
Рисунок 7.7 - Окупаемость проекта по годам
В результате исследования функций системы резервного возбуждения с помощью финансово-стоимостного анализа были выявлены избыточные затраты на функции и низкое качество их исполнения у базового варианта. При установке тиристорной системы резервного возбуждения существенно уменьшается расход на обслуживание системы исключаются затраты на замену масла и подшипников что и составляет значительную часть эффекта от модернизации. Кроме того повышается надежность системы за счет повышенной ремонтопригодности и исключения вращающихся частей. Технико-экономические показатели проекта показаны в графической части проекта (140211-08-ИЛ.02).
Перевод системы резервного возбуждения с электромашинного на тиристорную считаю целесообразным как экономически так и технически.
1. Обоснование (1) (Рисунок - 1).doc
В настоящее время на Курганской ТЭЦ установлена электромашинная система резервного возбуждения генераторов третьей очереди. Такая система возбуждения является устаревшей т.к. срок ее эксплуатации исчисляется десятилетиями.
Рисунок 1.1 Схема резервного электромашинного возбуждения;
М – двигатель; GA – вспомогательный генератор; Y – соединительная муфта.
Естественно за это время было разработано много других разновидностей систем возбуждения превышающих по своим качествам электромашинную систему.
Долгий период времени эксплуатации не мог не сказаться на износ оборудования системы резервного возбуждения генераторов. А ремонт и замена отдельных частей данной системы является дорогостоящим. Так как в системе присутствуют вращающиеся части то появляется необходимость постоянного контроля за ними а так же периодическая замена масла в них.
Электромашинная система возбуждения с возбудителем постоянного тока характеризуется большими постоянными времени Те (03 – 06 с) небольшими потолками по напряжению (не более 2Ufном) и соответственно небольшими скоростями подъема возбуждения.
Все это диктует нам необходимость замены системы резервного возбуждения генераторов третьей очереди Курганской ТЭЦ на более совершенную систему возбуждения.
3. Системы возбуждения. Их достоинства и недостатки (13) (рисунки - 6) с 17 по 29.doc
Система возбуждения предназначена для питания обмотки возбуждения синхронной машины постоянным током и соответствующего регулирования тока возбуждения.
Систему возбуждения принято характеризовать номинальным напряжением возбуждения Uf ном на выводах обмотки возбуждения и номинальным током If ном в обмотке возбуждения которые соответствуют номинальному режиму работы электрической машины; номинальной мощностью возбуждения Pf ном= Uf ном· If ном которая обычно составляет 02-06% номинальной мощности машины; форсировочной способностью (кратностью форсировки); быстродействием системы возбуждения во время аварий в энергосистеме и быстротой развозбуждения генератора в случаях его повреждений.
Выбор номинального напряжения возбуждения определяется: мощностью возбуждения; предельными токами которые могут быть пропущены через контактные кольца и щетки; предельными напряжениями при которых возбудители работают надежно и т.д. Номинальное напряжение возбуждения современных генераторов составляет 80-600 В.
Нижний предел относится к генераторам мощностью несколько мегаватт верхний – к генераторам большой мощности.
Номинальный ток возбуждения так же зависит от мощности генератора.
Для генераторов небольшой мощности он составляет несколько десятков или сотен ампер а для генераторов мощностью более 200 МВт достигает 2000-8000А.
Под форсировочной способностью по напряжению понимают отношение наибольшего установившегося напряжения (потолка) Uf п.у возбудителя (присоединенного к обмотке возбуждения генератора) к номинальному значению напряжения возбудителя Uf ном а под форсировочной способностью по току понимают отношение предельного (наибольшего допускаемого по нагреву обмотки ротора) тока возбуждения If п обеспечиваемого возбудителем в режиме форсировки к номинальному току возбуждения If ном .
Быстродействие системы возбуждения в процессе форсировки напряжения при авариях в энергосистемах характеризуют номинальной скоростью нарастания напряжения возбудителя 1с которая определяется по формуле:
где Ufп – предельное напряжение возбудителя (для электромашинных возбудителей Ufп= Uf п.у для выпрямительных систем Ufп> Uf п.у ); t1 – время в течении которого напряжение возбудителя возрастает до значения:
Uf = Ufном + 0632(Ufп - Ufном).
Для систем возбуждения у которых кривая uf = f(t) может быть представлена экспонентой uf = Ufп–(Ufп - Ufном)exp(-1Те) время t1= Те (рисунок 1.1). Постоянная времени подъема напряжения возбудителя Те определяется параметрами возбудителя кратностью форсировки и быстродействием автоматического регулятора возбуждения а при электромашинной системе возбуждения так же и частотой вращения возбудителя. Скорость нарастания напряжения тем выше чем больше потолок возбуждения и чем меньше постоянная времени Те.
К системе возбуждения синхронных машин предъявляются высокие требования. Она должна обеспечивать [13]:
- надежное питание обмотки возбуждения в нормальных и аварийных режимах;
- устойчивое регулирование тока возбуждения при изменении нагрузки генератора от нуля до номинальной;
- потолочное возбуждение в течение определенного времени необходимого для восстановления режима после ликвидации аварии.
Кроме того она должна быть достаточно быстродействующей и иметь кратность форсировки по напряжению не менее 20 (часто ее увеличивают до 3 – 4 и более).
Кратность форсировки по напряжению и соответственно предельное напряжение возбудителя ограничиваются испытательным напряжением изоляции обмотки ротора а при наличии коллекторного возбудителя - и опасностью появления кругового огня на коллекторных пластинах. Предельный ток возбуждения и длительность работы с таким током ограничиваются допустимым нагревом ротора и зависят от типа системы охлаждения.
Номинальная скорость нарастания напряжения возбуждения должна быть не менее 2 (1с) а для генераторов к которым предъявляются повышенные требования в отношении устойчивости она может быть значительно выше (более 7-9 1с).
В зависимости от источника энергии используемого для возбуждения синхронной машины все системы возбуждения можно подразделить на три основные группы [1 5 13]:
)системы возбуждения в которых источником энергии является генератор постоянного тока (возбудитель);
)системы возбуждения в которых источником энергии является генератор переменного тока (возбудитель). Переменный ток этого генератора преобразуется в постоянный с помощью полупроводниковых управляемых или неуправляемых выпрямителей;
)системы возбуждения в которых используется энергия самой возбуждаемой машины (самовозбуждение). Эта энергия преобразуется с помощью специальных трансформаторов и полупроводниковых выпрямителей.
Системы возбуждения первой группы являются независимыми от напряжения возбуждаемой машины если возбудитель приводится во вращение от ее вала или от электродвигателя который подключен к воспомогательному генератору расположенному на одном валу с возбуждаемой машиной. Вторая система также является независимой а третья – зависимой от напряжения возбуждаемой машины.
1 Электромашинные системы возбуждения с возбудителем постоянного тока
Здесь возбудителем служит генератор постоянного тока который в зависимости от схемы питания его обмотки возбуждения работает или по схеме самовозбуждения (рисунок 3.1) или по схеме независимого возбуждения. В последнем случае устанавливают вторую машину постоянного тока - подвозбудитель. Для возбуждения синхронных генераторов большее распространение получила схема с самовозбуждением возбудителя как более простая и обеспечивающая большую надежность в эксплуатации. Регулирование тока возбуждения генератора осуществляет автоматический регулятор возбуждения путем изменения тока возбуждения возбудителя.
Электромашинную систему возбуждения в которой возбудитель непосредственно сочленен валом возбуждаемой машины принято называть прямой а электромашинную систему возбуждения в который привод возбудителя осуществляется от электродвигателя (независимо от источника его питания) - косвенной.
При прямом возбуждении (рисунок 3.2 а) возбудитель приводится во вращение непосредственно от вала генератора. Такая система возбуждения имеет ряд достоинств: ввиду большой инерции агрегата турбина – генератор частота вращения возбудителя при КЗ практически остается неизменной; система содержит небольшое количество оборудования и поэтому обладает достаточной надежностью и небольшой стоимостью. Однако ремонт и ревизия возбудителя возможны только при остановленном генераторе. Кроме того эта система возбуждения не может быть использована для возбуждения мощных генераторов. По условиям надежной коммутации и механической прочности коллектора предельная мощность электромашинных возбудителей постоянного тока при частоте вращения 750 обмин составляет 2500-3600 кВт а при частоте 3000 обмин снижается до 300-500 кВт что соответствует мощности возбуждения турбогенератора 110-160 МВт. Предельная мощность тихоходных возбудителей ограничена размерами возбудителя и скоростью нарастания напряжения.
По указанным причинам нельзя создать мощные возбудители предназначенные для непосредственного соединения с валом крупных быстроходных турбогенераторов и тихоходных гидрогенераторов. Поэтому прямая электромашинная система возбуждения нашла применение только для турбо- и гидрогенераторов небольшой мощности.
а – независимое прямое возбуждение; б – независимое косвенное возбуждение;
в – зависимое косвенное возбуждение; М – двигатель; GA – вспомогательный генератор;
Y – соединительная муфта.
Рисунок 3.2 - Электромашинная система возбуждения с возбудителем постоянного тока
При косвенном возбуждении возбудитель приводится во вращение двигателем который может быть подключен или к вспомогательному синхронному генератору установленному вместе со своим возбудителем на общем валу с генератором (рис. 3.2 б) или к шинам системы СН (рис. 3.2 в). В первом случае систему часто называют независимой во втором – зависимой. Установка отдельного двигателя позволяет выбрать рациональную частоту вращения возбудителя при которой может быть изготовлен возбудитель требуемой мощности и размеров. Однако такая система возбуждения сложнее прямой системы поэтому обладает меньшей надежностью а при присоединении электродвигателя к шинам СН она оказывается чувствительной к изменениям напряжения во внешней сети. При кратковременных снижениях напряжения (продолжительность определяется временем отключения места повреждения) возможно поддержать частоту вращения и соответственно напряжение возбудителя в нужных пределах путем установки маховика повышающего механическую постоянную времени агрегата двигатель – возбудитель. Косвенная независимая система возбуждения применена в основном только для тихоходных гидрогенераторов небольшой мощности а косвенная зависимая система возбуждения с маховиком – для возбуждения синхронных компенсаторов капсульных генераторов а также для резервного возбуждения генераторов.
Электромашинная система возбуждения с возбудителем постоянного тока характеризуется большими постоянными времени Те (03 – 06 с) небольшими потолками по напряжению (не более 2Ufном) и соответственно небольшими скоростями подъема возбуждения. Учитывая также указанные ранее недостатки в настоящее время ее заменяют более совершенными системами которые приводятся ниже.
2 Системы возбуждения с возбудителем переменного тока и полупроводниковыми выпрямителями
Система возбуждения с возбудителем повышенной частоты и неподвижными полупроводниковыми выпрямителями
Эту систему обычно называют «высокочастотной» так как для уменьшения размеров возбудителя и магнитных усилителей системы регулирования возбудитель переменного тока выполняют высокочастотным (обычно 500 Гц). Высокочастотная система (рис.3.3) была установлена на некоторых турбогенераторах мощностью 160 – 320 МВт. По своему быстродействию она эквивалентна электромашинной системе возбуждения. Поэтому в дальнейшем предполагается замена этой системы более быстродействующими системами (см. ниже).
Система возбуждения с возбудителем 50Гц и статическими выпрямителями (статическая тиристорная система независимого возбуждения)
В этой системе возбуждения (рисунок 3.4) группа статических выпрямителей преобразует переменный ток возбудителя GE с частотой 50Гц в постоянный. Возбудителем является синхронный генератор расположенный на одном валу с возбуждаемым генератором (независимое возбуждение). Статическая выпрямительная установка состоит из управляемых полупроводниковых кремниевых выпрямителей – тиристоров.
Если необходимы небольшие потолки возбуждения (порядка 2Ufном) возможно применение одной группы тиристоров. В системах возбуждения с высокими потолками возбуждения (более 2Ufном) и одной группой тиристоров после коммутации тока с одного вентиля на другой возникает большой скачок напряжения на погасшем тиристоре. Это увеличивает вероятность пробоя
тиристоров искривляет форму кривой выпрямленного напряжения и создает перенапряжения в обмотке ротора. Поэтому при высоких потолках возбуждения обычно применяют две группы тиристоров – рабочую VD1 и форсировочную VD2. Обе группы соединяют паралельно по трехфазной мостовой схеме. За счет коммутации тиристора одной группы на тиристор другой группы обратное напряжение тиристоров рабочей группы уменьшается. Рабочая группа тиристоров обеспечивает основное возбуждение генератора в нормальном режиме форсировочная группа – форсировку и гашение поля генератора в аварийных режимах поэтому в нормальном режиме она работает с небольшими токами (20 – 30 % номинального тока ротора); при при форсировке форсировочная группа (полностью либо частично) открывается и обеспечивает весь ток форсировки а рабочая группа тиристоров запирается более высоким напряжением форсировочной группы.
Для питания двух групп тиристоров обмотку каждой фазы возбудителя выполняют из двух частей: части низкого напряжения сечение проводников которой рассчитано на длительное прохождение рабочего тока и части высокого напряжения сечение проводников которой рассчитано на кратковременное прохождения тока форсировки. К первой подключены тиристоры рабочей группы а ко второй – форсировочной группы.
Независимая система возбуждения с возбудителем переменного тока и статическими преобразователями обладает высоким быстродействием ( 50 1с) так как она имеет высокие потолки возбуждения (до 4Ufном) и вследствие безинерционности тиристоров малые постоянные времени (Те 002 с). Кроме того система позволяет производить замену вышедших из строя тиристоров без останова генератора и осуществлять гашение поля генератора путем перевода тиристоров в инверторный режим. К недостаткам этой системы возбуждения следует отнести наличие возбудителя переменного тока который усложняет эксплутацию и увеличивает стоимость всей системы возбуждения (по сравнению с системой самовозбуждения рассмотренной ниже) а также наличие скользящих контактов (в ней сохраняются контактные кольца и щетки ротора). Эта система целесообразна для возбуждения гидро- и турбогенераторов мощностью 250 – 300 МВт и более если генераторы работают на длинные линии электропередач или расположены вблизи потребителей у которых вследствие работы дуговых печей прокатных станов резко колеблется напряжение.
Система возбуждения с возбудителем 50 Гц и вращающимися выпрямителями (бесщеточная система)
В этой системе (рисунок 3.5 а) в качестве возбудителя GE используется синхронный генератор частотой 50 Гц особой конструкции: его обмотка возбуждения LE расположена на неподвижном статоре а трехфазная обмотка переменного тока – на вращающемся роторе. Обмотка LE получает питание через выпрямители VDE от подвозбудителя GEA индукторного типа с постоянными магнитами. Переменный ток трехфазной обмотки якоря возбудителя выпрямляется с помощью вращающихся с той же частотой вращения выпрямителей в качестве которых используют неуправляемые полупроводниковые (кремниевые) выпрямители – диоды и управляемые – тиристоры.
На рисунке 3.5 б показана бесщеточная система с тиристорами VD которые смонтированы на дисках Д1 расположенных на валу между возбудителем и соединительной муфтой Y. В том же месте на других дисках Д2 расположены делители напряжения выравнивающие распределение напряжения на тиристорах и плавкие предохранители отключающие пробитые тиристоры. Количество тиристоров выбрано с таким расчетом чтобы при выходе из работы части их (около 20 %) оставшиеся в работе могли обеспечить возбуждение в режиме форсировки. Поскольку обмотка переменного тока возбудителя тиристоры и обмотка возбуждения генератора вращаются с одной частотой вращения то их можно соединить между собой жестким токопроводом без применения контактных колец и щеток. Регулирование тока возбуждения возбуждаемой машины осуществляется от АРВ путем воздействия на тиристоры через импульсное устройство А и вращающийся трансформатор ТА.
Достоинством бесщеточной системы возбуждения является отсутствие коллекторов контактных колец и щеток благодаря чему значительно повышается надежность ее работы и облегчается эксплутация. Недостатком этой системы возбуждения является необходимость останова машины для подключения резервного возбуждения и замены вышедших из строя выпрямителей и перегоревших предохранителей.
Бесщеточная система используется для возбуждения синхронных компенсаторов мощностью 50 МВ·А и более и турбогенераторов мощностью 800 МВт и более.
3 Системы самовозбуждения со статическими выпрямителями
Эти системы являются быстродействующими. На рисунке 3.6 показана одна из таких систем – статическая тиристорная система самовозбуждения.
В последней использованы тиристоры на которые подается напряжение от статора генератора через специальный трансформатор ТА1 подключенный к выводам обмотки статора и последовательный трансформатор ТА2 первичная обмотка которого включена последовательно в цепь статора со стороны нулевых выводов генератора. Применяются также схемы только с одним выпрямительным трансформатором. Выпрямительная установка состоит из двух групп тиристоров: рабочей группы VD1 которая обеспечивает основное возбуждение в нормальном режиме и форсировочной группы VD2 которая обеспечивает возбуждение синхронной машины при форсировке. Рабочие тиристоры подключены к низковольтной части обмотки выпрямительного трансформатора а форсировочные – через последовательный трансформатор – к высоковольтной части обмотки выпрямительного трансформатора. Управление тиристорами осуществляется от систем управления AVD1 и AVD2 через трансформаторы собственных нужд TAVD1 и TAVD2. Начальное возбуждение генератор получает от резервного возбудителя.
Достоинством схемы только с выпрямительным трансформатором является ее простота. Однако при КЗ вблизи генератора напряжение на его выводах снижается что приводит к снижению напряжения на тиристорах. Последовательный трансформатор обеспечивает более надежное возбуждение при близких КЗ. Наличие только статических элементов обуславливает высокую надежность систем самовозбуждения. Система без последовательного трансформатора применяется для возбуждения турбогенераторов мощностью до 220 МВт и гидрогенераторов до 300 МВт включительно; система с выпрямительным и последовательным трансформаторами – для турбогенераторов мощностью 320 – 800 МВт и гидрогенераторов мощностью до 400 МВт.
6. БЖД (15) (Таблици - 9.doc_ Рисунок - 1) с 56 по 70 (заставили переделать).doc
1 Условия эксплуатации оборудования и характеристика санитарно-гигиенических условий труда обслуживающего персонала
Курганская ТЭЦ является производителем тепловой и электрической энергии большой мощности. Электрическая мощность станции 480 МВт и при производстве таких мощностей естественно возникают потенциальные угрозы как для окружающей среды так и для живущих поблизости людей а особенно для людей которые непосредственно принимают участие в производстве электроэнергии на ТЭЦ.
ТЭЦ являются одним из основных загрязнителей атмосферы твёрдыми частицами золы окислами серы азота другими веществами оказывая вредное воздействие на здоровье людей а также углекислым газом способствующим возникновению «парникового эффекта». Процесс накопления углекислого газа в атмосфере будет усиливать нежелательную тенденцию в сторону повышения среднегодовой температуры на планете.
Для рабочего персонала непосредственно участвующего в производстве самую большую опасность для жизни и здоровья представляет тепловое оборудование. При сжигании топлива продукты сгорания направляются в теплообменник где отдают свою энергию пару; часть пара в свою очередь по системе трубопроводов поступает к турбинам приводящим в движение турбогенераторы другая часть идет на обеспечение нужд в тепловой энергии предприятий и жилищно-коммунальное хозяйство. Вся эта система является источником потенциальных угроз (ожоги отравление продуктами сгорания) так как пар и продукты сгорания находятся под высоким давлением.
Электрическое оборудование также представляет серьезную опасность как с точки зрения непосредственного поражения электрическим током так и с точки зрения вредного воздействия электромагнитного полей. На станции эксплуатируется как закрытое распределительное устройство на стороне 105 кВ (генераторное напряжение) так и открытое распределительное устройство на стороне 110 кВ. Для связи станции с системой используются трансформаторы связи. Также для обеспечения ТЭЦ электроэнергией применяются трансформаторы собственных нужд. Силовые трансформаторы и турбогенераторы являются источниками сильных электромагнитных полей что требует определенных мер защиты людей.
Кроме воздействий электрического и теплового оборудования существует так же ряд других факторов которые вносят существенный вклад в общую картину санитарно – гигиенических условий труда. Турбогенератор и паровая турбина вращаются со скоростью 3000 обмин это обуславливает высокий уровень шума и вибраций в машинном зале.
Помимо этого возникают опасности которые определяются конструкцией ТЭЦ: для доступа к ремонту и обслуживанию оборудования электростанции используется система лестниц различных дорожек и подъемников которые при невнимательности персонала могут привести к травме (падения вывихи и т.д.)
Пожаро - и взрывоопасность в машинном зале в большей своей части обуславливается применением водорода для охлаждения генераторов. Водород при смешивании с кислородом воздуха в определенных концентрациях образует так называемую «гремучую смесь» для воспламенения которой достаточно малейшей искры. Утечка водорода опасна и до образования «гремучей смеси» так как при возгорании струи может возникнуть пожар.
Для питания током ротора турбогенератора используются системы возбуждения которые установлены в машинном зале и работают с автоматическим регулятором возбуждения. На Курганской ТЭЦ используются электромашинные системы независимого самовозбуждения и статические тиристорные системы возбуждения. Электромашинные системы
являются источником шума вибраций содержат вращающиеся части что содержит в себе потенциальную угрозу и усложняет условия труда для персонала. Статическая тиристорная система опасна только с точки зрения поражения электрическим током и пожароопасности. Отсутствие вращающихся частей в системе устраняет необходимость монтажа защитных кожухов.
2 Правила охраны труда при обслуживании проектируемого оборудования
В помещении возбуждения находятся преобразовательные агрегаты. Согласно Правил устройства электроустановок (ПУЭ) [13] преобразовательным агрегатом называется комплект оборудования состоящий из одного или нескольких полупроводниковых преобразователей трансформатора а также приборов и аппаратуры необходимых для пуска и работы агрегата. Полупроводниковым преобразователем называется комплект полупроводниковых вентилей смонтированных на рамах или в шкафах с системой воздушного или водяного охлаждения а также приборов и аппаратуры необходимых для пуска и работы преобразователя.
В помещении возбуждения установлено распределительное устройство напряжением выше 1000 В. Правила технической эксплуатации электроустановок предъявляют следующие требования к помещению и установленному в нем оборудованию [14]:
-Кабельные каналы РУ закрываются съёмными несгораемыми плитами и содержатся в чистоте.
-Токоведущие части пускорегулирующих и защитных аппаратов должны быть защищены от случайных прикосновений.
-На наружных дверях РУ указываются их наименования. Все провода шины кабели контрольные зажимы и предохранители маркируются по единой системе. На дверях РУ вывешиваются предупреждающие плакаты в соответствии с требованиями правил техники безопасности.
-На всех ключах кнопках и рукоятках управления должны быть надписи указывающие операцию для которой они предназначены.
- На сигнальных лампах и других сигнальных аппаратах должны быть надписи указывающие характер сигнала.
-Осмотр и чистка распределительных устройств щитов сборок щитков от пыли и загрязнения проводятся не реже 1 раза в 3 месяца.
Профилактические проверки измерения и испытания распределительных устройств проводятся в объёмах и в сроки предусмотренные Нормами испытания электрооборудования.
Для обеспечения безопасной работы в помещении возбуждения необходимо [14]: оформить работу нарядом – допуском распоряжением или перечнем работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации; допуск к работе; надзор во время работы. По наряду могут производиться работы: со снятием напряжения; без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них;
При подготовке к работе со снятием напряжения необходимо [13]:
-произвести необходимые отключения и приняты меры для предотвращения ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры;
-проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях на которых должно быть наложено заземление для защиты людей от поражения электрическим током;
-вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.
Одним из способов обеспечения безопасности обслуживающего персонала и посторонних лиц является применение защитных средств. К электрозащитным средствам относятся: изолирующие и измерительные клещи указатели напряжения диэлектрические перчатки боты галоши ковры изолирующие накладки и т. д.
Для безопасной работы в помещении возбуждения необходимо наличие: изолирующая штанга (ГОСТ 20494-90) - 2указатель напряжения (ГОСТ 20493-2001) - 2диэлектрические перчатки (ГОСТ 12.4.183-91 ТУ 38.306-5-63-97) не менее 2 пар диэлектрические боты (ГОСТ 13385-78) –1 пара переносные заземления (ГОСТ Р 51853-2001) не менее 2переносные заграждения (щиты) не менее 2защитные очки 2а также переносные плакаты и знаки безопасности (ПОТ РМ-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00).
Для обеспечения должного уровня безопасности и наглядности при обслуживании электроустановок токоведущие части маркируются и окрашиваются. На переменном токе: шины фазы А – желтым цветом фазы В – зеленым фазы С – красным. Шины постоянного тока: положительная – красная отрицательная – синим. Шины окрашиваются по всей длине для более интенсивного охлаждения и для антикоррозийной защиты.
Перед началом работ со снятием напряжения необходимо проверить отсутствие напряжения. Проверка отсутствия напряжения между всеми фазами на отключенной части электроустановки должна быть проведена допускающим после вывешивания предупреждающих плакатов. Проверять отсутствие напряжения необходимо указателем напряжения заводского изготовления в диэлектрических перчатках.
Для измерения распределения токов между параллельными ветвями плеча преобразователя используются электроизмерительные клещи. В правилах техники безопасности [14] изложены требования по использовании этого прибора. Измерения электроизмерительными клещами должны производить два лица одно из которых должно иметь группу по электробезопастности не ниже IV а второе – не ниже III. Для измерений применяются клещи с амперметром установленным на их рабочей части. Использование клещей с вынесенным амперметром не допускается. Во время измерений запрещается нагибаться к амперметру для отсчета показаний касаться приборов проводов. Измерения следует производить в диэлектрических перчатках защитных очках стоя на изолирующем основании.
Пожаробезопасность устройств и аппаратуры системы возбуждения должна быть обеспечена:
- максимально возможным применением негорючих и трудногорючих материалов;
- соответствующим выбором расстояний между разнопотенциальными
токоведущими элементами а также между токоведущими элементами и корпусом с использованием в необходимых случаях изоляционных негорючих перегородок;
- средствами защиты обеспечивающими быстрое обесточивание токоведущих частей при возникновении дугового перекрытия между ними.
Для минимизации влияния запыленности окружающего воздуха и охлаждения тиристорных преобразователей применим систему кондиционирования воздуха с рециркуляцией.
– воздуховод соединяющий кондиционер и вентилятор; 2 и 5 – воздуховоды подводящие и подающие очищенный и охлажденный воздух на тиристоры; 4 и 3 – воздуховоды забирающие нагретый и загрязненный воздух и отводящие его на очистку и охлаждение в кондиционер.
Рисунок 6.1 - Схема вентиляционной сети
Предварительный расчет расхода возуха в системе произведем по формуле [15]
где F- площадь поперечного сечения трубопровода м2;
Vтр- транспортная скорость перемещения смеси воздуха и пыли мс определяемая из соотношения:
где Vтр- скорость витания частиц пыли.
L=360001225 15=6615 м3ч.
Так как в системе два одинаковых преобразователя то результирующий расход воздуха будет равен
По рекомендациям приведенным в [16] определяем размеры воздуховодов на различных участках и заполняем таблицу 6.1.
Таблица 6.1 - Параметры участков воздуховодов
По таблицам [16] определяем удельные потери на трение
где l- длина участка воздухопровода м.
По таблицам [16] определем коэффициенты местного сопротивления в участках и вычисляем их сумму Σ.
Определяем динамическое давление в потоках рд в различных сечениях по формуле:
где ρ – плотность воздуха (129 кгм3).
Определяем потери давления на преодоление местных сопротивлений рз на каждом участке по формуле
Находим потерю давления в участке воздухопровода как сумму потерь давления на трение и на преодоление местных сопртивлений:
Полученные результаты сводим в таблицу 6.2.
Таблица 6.2 - Параметры воздуховода
Высота воздуховода hм
Ширина воздуховода bм
Длина воздуховода l м
Скорость движения воздуха Vтр мс
Динамическое давление воздуха рд Па
Потери давления на трение
Коэффициент местного сопротивления
Потери давления на местные сопротивления рз Па
Общие потери давления на участке р Па
По всему участку рRl Па
Каждый участок разделим на составляющие элементы определим коэффициент местного сопротивления и найдем общие потери давления на каждом участке.
Таблица 6.3 - Расчет сопротивлений на участке 1
Элементы воздухопровода
Параметр воздухопровода
Коэффициент местного сопротивления
Потери давления рзПа
Колено прямоугольного сечения
Колено квадратного сечения
Диффузор пирамидальный
φ=10º F0F=0090175=0514
Таблица 6.4 - Расчет сопротивлений на участке 2
Диффузор пирамидальный с отводом 90º за вентилятором
Изменение поперечного сечения
Таблица 6.5 - Расчет сопротивлений на участке 3
Таблица 6.6 - Расчет сопротивлений на участке 4
φ=16º F0F=01225016=077
Таблица 6.7 - Расчет сопротивлений на участке 5
φ=60º l0D=0075017=044
Выбираем вентилятор по общему расходу воздуха Lс
Lс=11L Lс=111324=14553 м3ч.
По каталогам [16] выбираем вентилятор Ц4-70 №32 с производительностью 1500 м3ч с двигателем 4А71А2 мощностью 15 кВт и частотой вращения 2860 обмин. Полное давление развиваемое вентилятором составляет 1500 Па.
Для охлаждения воздуха применяем кондиционер выбор ведем по производительности по холоду. Из расчетов произведенных в основной части пояснительной записки было определено что тепловые потери в тиристорном преобразователе составляют 10 кВт в номинальном режиме. Из [16] выбираем кондиционер КСИ-12 с характеристиками:
- производительность по циркуляционному и наружному воздуху 30001500 м3ч;
- производительность по холоду 14 кВт;
- предельная температура окружающей среды +60º.
Таблица 6.9 - Технические данные кондиционера КСИ-12А
Производительность по циркуляционному и наружному воздуху м3ч
Холопроизводительность ккалч (Вт) при температуре испарения 10º С и конденсации 50º С
Температура окружающей среды ºС
Температура обработанного воздуха ºС
Свободный напор вентилятора кгсм2(Па)
Напряжение силовой сети В
Напряжение сети управления В
Мощность электродвигателя вентилятора кВт
Мощность электродвигателя встроенного в компрессор кВт
Расход воды охлаждающей конденсатор лч
Масса кондиционера (сухая) кг
Компоновка вентиляционного оборудования показана в графической части проекта (140211-08-СХ.07). Использованы преимущественно воздухопроводы квадратного сечения площадью 016 м2 (сторона - 04м). Отбор наружного воздуха ведется по воздухопроводу вмонтированному в окно.
Обработанный компрессором воздух с помощью вентилятора подается в нижнюю часть шкафа с тиристорными преобразователями. Рециркуляционный воздух подается обратно в кондиционер где отчищается и приобретает заданные тепловлажностные параметры.
В экологическом разделе дипломного проекта были проанализированы потенциальные опасности для рабочего персонала обслуживающего систему; были приведены правила проведения работ и даны рекомендации персоналу по безопасной работе с системой.
Для охлаждения силовых элементов тиристорного преобразователя и очистки воздуха от загрязняющих элементов окружающей среды было предложено применить в помещении систему кондиционирования воздуха.
Для системы кондиционирования были выбраны воздухопроводы фасонные элементы к ним вентилятор и кондиционер спроектирована компоновка вентиляционного оборудования.
Данный комплекс мер повысит комфорт и безопасность обслуживания системы.
ФСА 92 Таблица.doc
Эффект от модернизации
Отчисления на послеэксплутационное обслуживание
Коэффициент дисконтирования
Чистый дисконтированный доход
Таблица 7.6 - Окупаемость проекта по годам
2. Сведения об энергосистеме (9) (Таблица - 1).doc
Промплощадка расположена в пределах административной границы г. Кургана в западной его части на окраине жилого массива на расстоянии 1 км от озера Орлово и реки Тобол.
Основные виды деятельности – производство электрической и тепловой энергии теплоснабжение потребителей городов Кургана и Шадринска.
Задача энергокомпании – поставка электроэнергии на оптовый рынок электроэнергии и мощности надежное и бесперебойное обеспечение территории обслуживания тепловой энергией. Установленная электрическая мощность компании – 480 МВт установленная тепловая мощность – 2016 Гкалчас. Протяженность курганских магистральных тепловых сетей составляет 525 километра.
Приоритетным направлением деятельности компании является создание современного востребованного производства на базе передовых технологий формирование условий для привлечения инвестиций в развитие производства.
2 Общие данные по Курганской ТЭЦ
Строительство Курганской ТЭЦ началось в 1952 году.
Первый турбоагрегат ВТ-25-4 с котлом ТП-170-1 введен в работу 4 ноября 1956 г. а в 1959 г. строительство I очереди ТЭЦ было завершено.
Установленная электрическая мощность ТЭЦ по окончанию строительства I очереди составила 75 МВт тепловая 162 Гкалчас.
Основным видом топлива был Кузнецкий уголь.
С 1959 по 1964 г. велось строительство II очереди TЭЦ. Введены 3 котла БКЗ-210-140ф и 2 турбины ПТ-6013013 на параметры 130 атм. и 5700С.
Установленная электрическая мощность ТЭЦ по окончанию строительства II очереди составила 185 МВт и тепловая - 418 Гкалчас.
С 1964 г. по 1970 г. была выполнена реконструкция котлов и увеличение топливоподачи для сжигания челябинского угля.
Одновременно с разработкой проекта III очереди ТЭЦ в 1970 году. началось опережающее строительство пиковой водогрейной котельной которое закончено в 1979 году. с установкой 4-х котлов ПТВМ-100 с номинальной нагрузкой по 100 Гкалч каждый и тепловая мощность станции увеличилась на 400 Гкал и составила 817 Гкалч
III очередь ТЭЦ строилась с 1974 года по 1979 год с установкой 4-х котлов БКЗ-420-140-4 и 4-х турбин Т-100120-130 по проекту «УралТЭП».
С пуском III очереди электрическая мощность достигла 5925 МВт а тепловая мощность 1518 Гкалчас.
В 1985 г. введен в строй пиковый котел № 5 КВГМ-100 с 1987 по 1989 г.г. - два котла БКЗ-420-140-5 ст.№12 13 IV очереди. С вводом в работу пикового котла КВГМ -100 ст. №5 с номинальной мощностью 100 Гкалч тепловая мощность станции возросла до 1618 Гкалч.
В 1987 г. к Курганской ТЭЦ подведен природный газ в этом же году пиковые котлы работавшие на мазуте были переведены на сжигание газа.
С 1988 г. по 1993 г. на газ переведены все энергетические и водогрейные котлы. Реконструкция и строительство ГРП были проведены по проекту «УралВЭП».
Состав основного оборудования I очереди ТЭЦ был изменен: в 1992 году демонтирована последняя турбина как физически и морально устаревшая а в 1993 году паровые котлы I очереди ст. № 1-4 реконструированы в режим водогрейных.
В 1992 году модернизированы турбина II очереди: ТГ ст. № 4 переведена в режим противодавления и перемаркирована с ПТ-60-130130 в Р-30-13013. В 1994 году закончена реконструкция ТГ ст. № 5. Выполнена замена цилиндра высокого давления.
С января 1993 по апрель 1995 выполнена замена Т-100-120-3 на Т-110-120-5.
С 1992 года установленная электрическая мощность - 480 МВт тепловая - 1756 Гкалчас.
В течение последних пяти лет на станции проведена большая работа по капитальным ремонтам основного оборудования водно-химический режим приведен практически по всем показателям в норму. Смонтирован смешивающий коллектор на тепловыводах станции что позволило полностью использовать тепловую мощность отборов турбин и эксплуатировать оборудование в максимально экономичном режиме.
В перспективе и это отражено в Региональной Энергетической Программе утвержденной Губернатором Курганской области и в соглашении между РАО ЕЭС «России» и администрацией планируется реконструкция Курганской ТЭЦ с установкой паросилового теплофикационного блока 230 МВт на твердом топливе.
Тепловая схема станции характеристика основного оборудования
Установленная электрическая мощность Курганской ТЭЦ – 480 МВт тепловая – 1756 Гкалч.
В настоящее время на Курганской ТЭЦ установлено шесть паровых турбин шесть энергетических паровых котлов (главный корпус) и восемь водогрейных котлов. Компоновка тепловой схемы станции – с поперечными связями по свежему пару и питательной воде.
В последние годы все котлы на Курганской ТЭЦ большей частью работают на природном газе но в перспективе планируется работа котлов на угле в значительно более длительные календарные сроки.
Энергетические котлы III очереди – 4 котла БКЗ-420-140-4 ст. № 891011 пылеугольные. Паропроизводительность - 420 тч с давлением пара 140 кгссм2 температурой пара 560 ºС. Введены в эксплуатацию с 1976 по 1979 г. С 1988 по 1993 г. переведены на сжигание природного газа.
Энергетические котлы IV очереди – 2 котла БКЗ-420-140-5 ст. № 1213 пылеугольные. Паропроизводительность 420 тч с давлением пара 140 кгссм2 температурой пара 560 ºС. Введены в эксплуатацию с 1987 по 1989 г.г. С 1988 по 1993 г.г. переведены на сжигание природного газа.
Водогрейные котлы I очереди – 4 котла ВК-75 ст. № 1234 теплопроизводительностью 75 Гкалч каждый совместное и раздельное сжигание природного газа и угля переведены в водогрейный режим в 1993 году (реконструкция паровых котлов ТП-170).
Пиковые водогрейные котлы ПТВМ-100 ст.№1234 и КВГМ-100 ст. № 5. Введены в эксплуатацию в период с 1972 по 1985 годы. Основное топливо – мазут резервное – природный газ. Пиковая котельная расположена в отдельно стоящем здании. Номинальный расход сетевой воды на котел – 1235 тч. Котлы предназначены для подогрева сетевой воды с температурным графиком – 70150 0С.
Турбины II очереди – Р-30-13013 ст.№4 и ПТ-50-13013 ст.№5. Введены в эксплуатацию в 1962 и 1964 г. соответственно. Турбина ПТ-60-13013 ст. № 4 в 1988 году была переведена в режим противодавления и перемаркирована в Р-30-13013.
Турбины III очереди – Т-100120-130 ст. № 6789. Введены в эксплуатацию с 1975 по 1979 год.
Генераторы ст. № 4 и № 5 – ТВ-60-2 с водородным охлаждением электромашинной системой возбуждения ст. № 679 – ТВФ-120 с водородным охлаждением высокочастотной системой возбуждения ст. № 8 – ТВФ-110 с водородным охлаждением тиристорной системой самовозбуждения.
Таблица 2.1 Установленная и располагаемая мощность Курганской ТЭЦ
Электрическая мощность МВт
По данным годового отчета за 2006г.
Тепловая мощность отборов турбоустановок Гкалч
Недостаточная пропускная способность паропровода II очереди
Тепловая мощность водогрейных котлов Гкалч
Тепловая мощность пиковых котлов Гкалч
Непроектное топливо пиковых котлов
Общая тепловая мощность Гкалч
Паровая мощность энергетических котлов тч
Причины вызвавшие ограничения электрической мощности в 2006г.:
- Повышенные присосы в топку и конвективную часть котлоагрегатов;
- Ограничение пропускной способности паропровода II очереди;
- Неудовлетворительное состояние трубок конденсаторов и повышенные
присосы в вакуумную систему турбин;
- Отсутствие ПВД на ТГ ст. № 5.
Причины ограничений тепловой мощности:
- Непроектное топливо пиковых котлов ПТВМ-100- 4х20=80 Гкалч;
- Недостаточная пропускная способность паропровода II очереди – 139
3 Анализ существующего состояния энергоснабжения потребителей Курганской энергосистемы
-Курганская энергосистема территориально расположена в юго-восточной части ОЭС Урала и по электрическим сетям 110 220 500 кВ связана с Тюменской Свердловской Челябинской энергосистемами и ЕЭС Казахстана.
В настоящее время электроснабжение потребителей Курганской энергосистемы осуществляется от Курганской ТЭЦ ПС 500220 кВ Курган (2x501 МВ.А) и четырех подстанций 220110 кВ Высокая (2x125 МВ.А) Шумиха (125+200 МВ.А) Промышленная (2x200 МВ.А) и Макушино (1x200 МВ.А).
Основными питающими линиями электропередачи являются ВЛ 500 кВ Иртыш - Курган (418 км) ВЛ 500 кВ Аврора (ЕЭС Казахстана) - Курган (276 км) ВЛ 220 кВ Курган - Промышленная - Шумиха (185 км) Козырево - Шумиха (108 км) Курган - Высокая - Каменская (286 км) Аврора - Макушино (185 км).
Подстанции 220 кВ Курганской энергосистемы объединены сетью 110 кВ которая наибольшее развитие получила вдоль электрифицированных железнодорожных магистралей в г.Кургане а также в сельской местности.
В зимний максимум 2003 г электрическая нагрузка Курганской энергосистемы составила 814 МВт (100 %). При этом Курганская ТЭЦ (единственный генерирующий источник в Курганской энергосистеме) участвовала в покрытии мощностью 189 МВт (23 %).
Прием мощности из Свердловской и Челябинской энергосистем (соответственно 45 и 75 МВт) не превышал 6-9 % от нагрузки Курганской энергосистемы.
Анализ режимов работы электрических сетей 110 кВ и выше Курганской энергосистемы в зимний максимум 2003 г выявил следующие "узкие места" существующей схемы:
-увеличение приема мощности из ЕЭС Казахстана с 75 до 255 МВт (в 3 раза) в послеаварийном режиме при отключении ВЛ 500 кВ Иртыш-Курган;
-предельная загрузка в нормальном режиме 2003 г ВЛ 220 кВ Курган - Промышленная до 349 МВ.А (101 % от допустимой мощности по нагреву проводов) приводит к вынужденному секционированию транзитной сети 220 кВ Курган - Промышленная - Шумиха - Козырево с отключением участка Промышленная - Шумиха;
-высокая загрузка двух автотрансформаторов 220110 кВ (2
-высокая загрузка (118 % от допустимой длительной мощности ВЛ 110 кВ ТЭЦ - Промышленная (3 4 цепь) в послеаварийном режиме при отключении одной цепи;
несоответствие отключающей способности выключателей 110 кВ Курганской ТЭЦ уровням токов короткого замыкания приводящее к необходимости секционирования сети 110 кВ ТЭЦ - Промышленная.
Таким образом основными недостатками существующей схемы электроснабжения потребителей Курганской энергосистемы являются:
-полная зависимость спроса на электроэнергию от поставок из смежных энергосистем ОЭС Урала (Тюменской Свердловской Челябинской) и из ЕЭС Казахстана;
-недостаточное развитие собственной генерации;
-недостаточное развитие питающих сетей 220 500 кВ;
-низкая ремонтопригодность электрических сетей 220 500 кВ.
0.5 Введение (2) с 5 по 6.doc
В дальнейшем это направление получит новое развитие. На электростанциях предусмотрено внедрять единую автоматическую систему управления технологическими процессами (АСУТП) которая позволит не только выдавать на центральный пульт управления электростанции полную информацию о работе каждого агрегата но и соответственно управлять его работой.
Необходимость замены устаревшей системы резервного возбуждения диктуют возрастающие требования к качеству надежности электроснабжения. Повышение устойчивости работы генератора в системе может значительно увеличить срок эксплуатации всего оборудования обеспечивающего работу генератора. Электромашинная система является системой пропорционального действия и поэтому не может обеспечить необходимые условия для статической и динамической устойчивости генератора.
Цель данного дипломного проекта - это модернизция системы резервного возбуждения генераторов третьей очереди Курганской ТЭЦ. Задачами данного проекта является выбор и расчет параметров системы резервного возбуждения расчет защиты трансформатора а так же рассмотрение данного проекта с точки зрения экологичности и безопасности жизнедеятельности и экономичности проекта.
Для замены электромашинной системы резервного возбуждения было решено использовать тиристорную систему возбуждения с автоматическим регулятором возбуждения АРВ – СДП1. Этот регулятор не является передовым но из – за недостатка материалов по микропроцессорным системам управления возбуждением и доступности документации на указанный регулятор был сделан выбор в пользу тиристорной системы возбуждения основанной на базе СТС–370–2500 работающей с автоматическим регулятором АРВ – СДП1.
Тиристорная система возбуждения имеет гораздо большее быстродействие достаточное для такого управления электромагнитными процессами которое создает условия для устойчивой параллельной работы генераторов в аварийных режимах энергетической системы.
При написании дипломного проекта были применены следующие исходные материалы:
-Схема системы резервного возбуждения генераторов третьей очереди Курганской ТЭЦ;
-Методические указания по наладке систем тиристорного самовозбуждения.
А1 с рамкой.cdw
третьей очереди Курганской ТЭЦ
Рекомендуемые чертежи
Свободное скачивание на сегодня
Обновление через: 14 часов 24 минуты
