Разработка электрической части станции ТЭЦ мощностью 200 мВт

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Развитие тепловых электростанций непосредственно связано с централизацией теплоснабжения. Централизация производства тепла остаётся главнейшим направлением повышения эффективности системы теплоснабжения.

В курсовом проекте разрабатывается электрическая часть станции ТЭЦ мощностью 200 МВт. По заданию станция должна иметь три распределительных устройства (РУ): 10 кВ (РУ НН), 35 кВ (РУ СН) и 220 кВ (РУ ВН). Потребители подключаются к РУ НН (Р_макс.10=140 МВт) и к РУ СН (Р_макс.35=25 МВт), минимальные нагрузки по заданию следует принять 30% от максимальных. Связь с системой осуществляется через РУ ВН воздушной линией протяжённостью 75 км.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов теплом и электроэнергией. При такой комбинированной выработке электрической и тепловой энергии достигается значительная экономия топлива сравнительно с раздельным энергоснабжением, т.е. выработкой электроэнергии на конденсационных электростанциях и получением тепла от местных котельных. Поэтому станции типа ТЭЦ получили широкое распространение в районах и городах с большим потреблением тепла.

энергия замыкание токоведущий измерительный

1. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ВЫДАЧИ ЭНЕРГИИ

К основному электрическому оборудоваю электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество агрегатов и их параметры выбираются в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы. Одновременно с выбором основного оборудования разрабатываются и схемы, в которых оно будет работать.

До разработки главной схемы составляют структурные схемы выдачи электроэнергии (мощности), на которых показываются основные функциональные части установки (генераторы, трансформаторы, распределительные устройства) и связи между ними.

Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов) и распределения нагрузки между распредустройствами разного напряжения.

На рисунке 1.1 показаны возможные к применению структурные схемы выдачи электроэнергии на ТЭЦ.

По заданию ТЭЦ имеет связь с системой на напряжении 220 кВ, поэтому необходимо сооружение распределительного устройства высокого напряжения. Связь между РУ разного напряжения осуществляется с помощью трансформаторов.

Электрические машины и трансформаторы, устанавливаемые на ТЭЦ, нуждаются в управлении и защите от повреждений и анормальных режимов. Для этого необходимы коммутационные аппараты, измерительные трансформаторы, токоограничивающие реакторы, разрядники и другое вспомогательное электрическое оборудование первичных (силовых) цепей.

Необходимы также аппараты управления, контроля, измерений, релейной защиты и автоматики, образующие вторичные цепи электрической установки.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.1. Структурные схемы проектируемой ТЭЦ-200.

Число и мощность генераторов на ТЭЦ выбирают в зависимости от характера тепловых и электрических нагрузок. При этом необходимо стремиться установить однотипные турбогенераторы.

При выборе числа и мощности генераторов ТЭЦ, присоединённых к шинам генераторного напряжения, руководствуются следующими соображениями [1]:

1. число генераторов, присоединённых к ГРУ, не должно быть меньше двух и больше четырёх;

2. суммарная мощность генераторов, присоединённых к шинам генераторного напряжения, должна несколько превышать мощность, выдаваемую с этих шин потребителям (включая собственные нужды).

Для выработки электроэнергии будем использовать два генератора типа ТВФ-120-2У3 [5]:

1. активная мощность - 100 МВт;

2. типовая мощность - 125 МВ•А;

3. коэффициент активной мощности - 0,8;

4. ток статора - 6,875 кА;

5. напряжение статора - 10,5 кВ;

6. сверхпереходное индуктивное сопротивление - 0,192 отн. ед.;

7. стоимость 350 тыс. рублей в ценах 1989 года.

Для выбора трансформаторов связи РУ 10 кВ, 35 кВ 220 кВ необходимо рассмотреть два режима:

1. Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного и среднего напряжения:

; (1.1)

2. Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного и среднего напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из генераторов:

. (1.2)

Проведём расчёт для трёхобмоточных трансформаторов связи (первый вариант структурной схемы):

МВА;

МВА;

МВА.

В качестве трансформаторов связи для первого варианта схемы принимаем выполненные на заказ трёхобмоточные трансформаторы ТДТН-125000/220 (номинальные данные приняты для ТДТН-63000/220 и ТДЦ-125000/220, представлены в табл. 1.1).

Двухобмоточный трансформатор второй структурной схемы должен быть рассчитан на передачу к РУ СН максимальной мощности потребителей 35 кВ т.е. 25 МВт.

МВА.

В качестве одного из трансформаторов связи для второго варианта схемы принимаем двухобмоточный трансформатор с расщеплённой обмоткой ТРДНС-32000/35, номинальные данные представлены в табл. 1.1.

Обмотка среднего напряжения трёхобмоточного трансформатора также должна обеспечивать пропуск максимальной потребляемой мощности на шинах среднего напряжения и передачу избытка мощности в энергосистему, т.е. определяющим является условие (1.1), поэтому трёхобмоточный трансформатор выбираем по рассчитанной мощности 170,6 МВА.

В качестве трансформаторов связи для первого варианта схемы принимаем выполненные на заказ трёхобмоточные трансформаторы ТДТН-200000/220 (номинальные данные приняты для ТДТН-63000/220 и ТДЦ-200000/220, представлены в табл. 1.1).

Таблица 1.1 - Данные выбранных трансформаторов связи

Тип	ТДТН-125000/220	ТРДНС-32000/35	ТДТН-200000/220
UВН.ном, кВ	230	36,75	230
UСН.ном, кВ	38,5	?	38,5
UНН.ном, кВ	11	10,5-10,5	11
Ро, кВт	120	29	130
Рк.ВН-НН, кВт	380	145	660
uк.в-н, %	22	12,7	22
uк.в-с, %	12,5	?	?
uк.с-н, %	9,5	?	?
Iо, %	0,55	0,6	0,55
Стоимость, тыс. руб.	231	69,6	307

Собственные нужды проектируемой ТЭЦ составляют 12% от её мощности и включают потребители 6 и 0,4 кВ. Для питания системы собственных нужд используются рабочие трансформаторы (ТСН) собственных нужд и резервный трансформатор собственных нужд (РТСН).

РТСН рекомендуется для обеспечения надёжности подключать к ячейке РУ связанного с системой, т.е. РУ ВН 220 кВ. Мощность резервного ТСН должна быть примерно в 1,5 раза больше рабочего ТСН.

Для выбора схемы электрических соединений РУ необходимо определить число присоединений в каждом из РУ. Число присоединений рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий (n_лэп), числа линий связи с системой (n_св) и числа трансформаторов связи (n_т.св) или питающих трансформаторов (n_т), подключённых к данному РУ:

n_п.i=n_лэп+n_св+n_т.св+n_т. (1.3)

Количество присоединений определяется исходя из длительности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:

. (1.4)

; ; .

Количество присоединений РУ каждого напряжения:

n_п.220=0+1+2+1=4 присоединения;

n_п.35=1+0+2+0=3 присоединения;

n_п.6=28+0+2+0=30 присоединеий .

Для РУ ВН 220 кВ при четырёх подключениях принимаем схему четырёхугольника (с возможностью расширения до расширенного четырёхугольника).

Для РУ СН 35 кВ принимаем одну несекционированную систему шин, к которым соответственно будут подключены два трансформатора связи и линия к потребителям.Для РУ 10 кВ принимаем схему с одиночной секционированной системой шин. Для ограничения токов КЗ в схеме следует предусмотреть секционный и групповые реакторы.

2. ВЫБОР И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

Технико-экономические сравнение вариантов проектируемой ТЭЦ производится на основании сравнения приведённых затрат по двум вариантам.

Приведённые затраты определяются по выражению:

З_п=Р_н•К+И, (2.1)

где К - капиталовложения на сооружение установки, тыс. руб.;

Р_н - нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений;

И - годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб.

Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах ТЭЦ:

, (2.2)

где Р_а и Р_о - отчисления на амортизацию и обслуживание, %;

?W - потери энергии, кВт•ч;

? - стоимость 1 кВт•ч потерянной энергии, тыс. руб./кВт•ч.

Потери энергии в двухобмоточном трансформаторе:

, (2.3)

Потери энергии в трёхобмоточном трансформаторе:

, (2.4)

где ?Р_хх - потери холостого хода, кВт;

?Р_кз - потери короткого замыкания, кВт;

S_н - номинальная мощность трансформатора, МВ•А;

S_м - максимальная нагрузка трансформатора, МВ•А;

Т - число часов работы трансформатора, ч;

? - число часов максимальных потерь, ч.

Определение суммы основных капитальных затрат показано в виде таблицы 2.1.

Таблица 2.1 - Результаты подсчёта капиталовложений

Оборудование	Стоимость единицы, тыс.	Количество единиц, шт.	Общая стоимость, тыс. руб.
		рис 1.1а	рис. 1.1б	рис 1.1а	рис. 1.1б
ТВФ-120-2У3	350	2	2	700	700
ТДТН-125000/220	231	2	?	462	?
ТДТН-200000/220	69,6	?	1	?	69,6
ТРДНС-32000/35	307	?	1	?	307
ОРУ 220 кВ	130	4	4	520	520
ОРУ 35 кВ	20	3	3	60	60
Ячейка ГРУ 10 кВ	6,3	11	11	69,3	69,3
Ячейка КРУ 10 кВ	2,3	28	28	64,4	64,4
Реактор	12,3	7	7	86,1	86,1
Всего по ТЭЦ	1961,8	1876,4

Стоимость 1 кВт•ч потерь электроэнергии принимается по справочному графику [4] в функции времени потерь и коэффициента попадания максимума потерь в максимум нагрузки. Последний принимаем равным единице из-за отсутствия более точной информации. Стоимость потерь электроэнергии в ценах 1989 года = 0,000025 тыс. руб./кВтч. Принимаем ?=3500 ч.

Потери энергии в трансформаторах по двум вариантам:

кВт;

=1092824,5 кВт;

кВт•ч;

кВт;

=1146570,8 кВт.

Годовые издержки:

тыс. руб.;

тыс. руб.

Приведённые затраты:

З1=0,12•1961,8+211,7=447,1 тыс. руб.;

З2=0,12•1876,4+214,4=439,6 тыс. руб.

Технико-экономическое сравнение вариантов показало следующее: капитальные затраты по первому варианту; ежегодные издержки по двум вариантам примерно равны; приведённые затраты отличаются на 1,7%.

Учитывая только результаты технико-экономического расчёта нельзя сделать окончательный выбор между вариантами. Принимая во внимание, что первый вариант структурной схемы более симметричный и имеет по две связи с РУ каждого напряжения, т.е. его надёжность выше, в качестве схемы для дальнейшего проектирования принимаем первую схему (рис. 1.1а).

3. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

Для выбора и проверки электрических аппаратов необходимо сначала правильно оценить расчётные условия КЗ: составить расчётную схему; наметить места расположения расчётных точек КЗ.

Расчётные точки намечаются в следующих местах:

1. на сборных шинах РУ каждого напряжения;

2. на выводах генератора;

3. за линейным реактором;

4. за трансформаторами собственных нужд.

Расчётное время КЗ оценивают в зависимости от цели расчёта: для проверки оборудования на электродинамическую стойкость t_расч=0 при токе I_п0; для проверки выключателей на отключающую способность расчётное время определяется как сумма наименьшего возможного времени действия защиты (0,01 с) и собственного времени отключения выключателя для тока I_п.?.

В качестве расчётного вида КЗ принимаем трёхфазное короткое замыкание. Исходная расчётная схема КЗ показана на рис. 3.1 и 3.2.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3.1. Расчётные точки короткого замыкания.

Определим значения сопротивлений на схеме замещения (рис. 3.2).

Исходные данные для проведения расчётов тока КЗ: S_с=700 МВА; х_*с=0,45. Следует задаться базисными значениями мощности и тока и опеределить сопротивления ЛЭП, трансформатора, генераторов и реакторов в относительных единицах.

Задаёмся базисными мощностью и напряжениями:

S_б=700 МВА; U_б1=230 кВ; U_б2=38,5 кВ; U_б3=10,5 кВ.

Значения базисных токов определяются по формуле:

. (3.1)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3.2. Схема замещения исходная.

кА; кА;

кА.

Значения э.д.с. системы принимаем равным единице: Е_*с=1; для генераторов проектируемой ТЭЦ - Е_*г=1,02. Рассчитываем сопротивления всех элементов схемы.

Линия электропередач (считаем воздушной) 220 кВ:

; (3.2)

 отн. ед.

Сопротивления обмоток трёхобмоточного трансформатора:

х_т.в%=0,5•(u_к.в-н%+u_к.в-с%-u_к.с-н%); (3.3)

х_т.с%=0,5•(u_к.в-с%+u_к.с-н%-u_к.в-н%); (3.4)

х_т.н%=0,5•(u_к.в-н%+u_к.с-н%-u_к.в-с%); (3.5)

. (3.6)

х_т.в%=0,5•(22+12,5-9,5)=12,5%;

х_т.с%=0,5•(12,5+9,5-22)=0;

х_т.н%=0,5•(22+9,5-12,5)=19%;

; х_*т.с=0; . Генераторы:

; (3.7)

.

Число секций ГРУ равно двум, поэтому необходимо выбрать один секционный реактор. Номинальный ток секционного реактора определяется по формуле [1, c. 27]

I_ном.р.с=(0,6…0,8)•I_ном.г. (3.8)

I_ном.р.с=0,6•6,875=.4,1 кА.

Выбираем одинарные бетонные реакторы РБДГ-10-4000-0,18.

Сопротивление секционного реактора:

; (3.9)

.

Определения токов при возникновении КЗ в точке К1:

Производим преобразования исходной расчётной схемы к простейшему виду, сворачивая её к точке КЗ.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3.3. Схема замещения для расчёта точки К1.

Значения токов КЗ определяем в следующем порядке:

 А ;

;

если .

Принимаем по таблице k_у и Т_а.

;

;

.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине «Электрическая часть электрических станций и подстанций» / В.Н. Мазуркевич, Л.Н. Свита, И.И. Сергей. - Минск: БНТУ, 2003. - 81 с.

2. Электрическая часть электростанций: Учебник для вузов / Под ред. С. В. Усова. - 2-е изд., перераб. и доп. - Ленинград: Энергоатомиздат. Ленинградское отделение, 1987. - 616 с., ил.

3. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. - 3-е изд., перераб. и доп. - Москва: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с., ил.

4. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - 3-е изд., перераб. и доп. - Москва: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.

5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - Москва: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

Размещено на allbest.ru