Проектирование электрической части ТЭЦ мощностью 160 МВт с исследованием самозапуска электродвигателей собственных нужд станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Обоснование необходимости строительства электростанции

ТЭЦ - это тепловая станция, отработавшее тепло которой используется для теплоснабжения потребителей. Необходимость строительства ТЭЦ определяется требованиями покрытия тепловых нагрузок в данном населенном пункте или части его к расчетному году. Расчетным считается год, к моменту наступления которого ТЭЦ должна достигнуть своей проектной мощности и войти в режим нормальной эксплуатации. Таким образом, необходимо определить характер и величину теплового потребления в районе строительства станции к расчетному году.

Зададимся тем, что проектируемая ТЭЦ должна покрывать тепловую нагрузку микрорайона города с числом жителей человек (к году ввода в эксплуатацию), тепловая нагрузка ТЭЦ будет состоять только из нагрузки в горячей воде. Цена топлива у. е./т.у.т. [1].

Удельный расход тепла на одного жителя на отопление и горячее водоснабжение q = 25 ГДж/чел.год [1].

Определим годовую потребность тепла:

Суммарный годовой отпуск тепла от ТЭЦ:

где з_ТС - КПД тепловых сетей.

Средняя тепловая нагрузка:



где - число часов использования максимума.

Принимая б_ч - коэффициент теплофикации по [1] равным 0,5, часовая нагрузка отборов составит:

Сравним эффективность ТЭЦ с конденсационной электростанцией такой же электрической мощности и котельной такой тепловой мощности.

Критерием сравнения вариантов тепло- и электроснабжения микрорайона будут выступать приведенные затраты, которые определяются:

где - нормативный коэффициент оценки капитальных вложений (процентная ставка по вкладам в банке);

К - капитальные вложения;

И - текущие издержки.

Капитальные вложения:

где - удельные капитальные вложения в станцию, у. е./кВт;

Р - мощность, кВт.

Текущие издержки:



где - издержки на топливо;

- издержки на амортизацию;

- издержки на обслуживание.

где - расход топлива, т;

- цена топлива, у. е./т.у.т.

где - норма амортизационных отчислений, %.

где - коэффициент отчислений на обслуживание.

Определим приведенные капитальные затраты для ТЭЦ мощностью МВт и паропроизводительностью Гкал/час, для которой установленной мощности.

у. е.

Расход топлива:

где - расход топлива на выработку электрической энергии, кВтч;

- расход топлива на выработку тепловой энергии, Гкал.

где - выработанная электроэнергия, кВт;

- удельный расход топлива на выработку электрической энергии, т.у.т/кВтч.

где Q - выработанная тепловая энергия, Гкал;

- удельный расход топлива на выработку тепловой энергии, т.у.т / Гкал.

Объем выработанной электрической и тепловой энергии в год определяется как:

где Р - электрическая мощность станции, МВт;

- число часов использования максимальной электрической нагрузки.

где Q - паропроизводительность, Гкал/ч;

- число часов использования максимальной тепловой нагрузки.

В результате получаем:



,

у. е.,

у. е.,

у. е.,

Аналогично определим капитальные вложения в КЭС и котельную, считая, что удельные капитальные вложения в КЭС составляют 500 у. е./кВт установленной мощности, а удельные капитальные вложения в котельную - 25010³ у. е. / Гкал, удельные расходы топлива на выработку электрической и тепловой энергии составляют соответственно 340 т.у.т./кВтч и 150 т.у.т. / Гкал. Норма амортизационных отчислений для КЭС и котельной составляет 4% [1].

у. е.,

у. е.,

у. е.,

у. е.,

Разница приведенных затрат составляет:

Таким образом, строительство ТЭЦ экономически более выгодно, так как оно дешевле на 15%.

2. Обоснование выбора площадки строительства станции

Территориальное размещение вновь сооружаемых электростанций непосредственно связано с развитием отдельных экономических районов страны и предусматривается в общегосударственных планах развития народного хозяйства. Электростанцию на органическом топливе сооружаем вблизи источников топлива: нефтеперерабатывающих заводов, магистральных газопроводов.

При размещении электростанции важное значение уделяется близости их к потребителям энергии и тепла в целях сокращения протяженности линий электропередачи. Электроэнергия к близко расположенным потребителям может подаваться на генераторном напряжении без сооружения повышающих подстанций.

Наличие энергосистем и их укрупнение, осуществляемое строительством соединительных линий электропередачи, расширяет возможности выбора места строительства мощных электростанций. Потребителем энергии является в этом случае ближайшая крупная подстанция энергосистемы.

Выбор площадок в намеченном для строительства электростанции районе производится по данным геологических изысканий и геодезической съемки района. Обоснование составляется на основе анализа следующих факторов:

- Близость к источнику топливоснабжения. Это требование рассматривается в отношении затрат на строительство транспортных сооружений и стоимости доставки топлива.

- Благоприятный рельеф местности. Площадка не должна иметь больших неровностей. Наиболее благоприятными считаются такие площадки, которые имеют ровную поверхность с уклоном не более 0,5-1,0%. При наличии больших неровностей потребуется планировка территории и выполнение значительного объема земляных работ.

- Благоприятное качество грунта. Благоприятными считаются грунты, допускающие строительную нагрузку не менее 20-25 Н/см². От качества грунта зависит стоимость строительства подземных сооружений, их устойчивость и долговечность. Строительство электростанций на слабых грунтах требует применения искусственных оснований в виде свай или сплошной железобетонной плиты.

- Низкий уровень грунтовых вод. Площадка должна быть по возможности «сухой», т.е. не затапливаться грунтовыми и паводковыми водами. Сухими считаются площадки с глубиной уровня грунтовых вод не менее 5 м от поверхности земли. При меньшей глубине строительство электростанции удорожается из-за необходимости сооружения устройств водопонижения и тщательной гидроизоляции подвальных помещений.

- Близость к существующим железным дорогам и жилым поселкам. Эти условия рассматриваются в отношении затрат на сооружение подъездных путей к площадке и комплектования рабочей силы в начальный период строительства. При прочих равных условиях предпочтительнее будет та площадка, которая ближе к существующей железной дороге и вблизи которой имеется крупный населенный пункт.

- Достаточные размеры территории. Площадка должна иметь размеры, достаточные для размещения не только объектов электростанции, но и необходимой санитарной зоны. Для ТЭС радиус санитарной зоны составляет примерно 500-1000 м; больший размер принимается при сжигании многозольных и высокосернистых топлив.

При определении размера санитарной зоны ТЭС принимается во внимание наличие вблизи площадки других предприятий, которые уже создают некоторый уровень (фон) загрязнений в данной местности. При наличии фонового загрязнения размеры зоны должны быть таковы, чтобы общий уровень содержания вредных веществ в атмосфере не превышал действующих норм.

В районе намеченного строительства электростанции выявляют несколько площадок, удовлетворяющих описанным выше требованиям. Окончательный выбор производится на основе сравнения приведенных затрат, определяемых для каждой по одним и тем же основным показателям - капитальным вложениям в объекты и годовым эксплуатационным расходам.

Идеальным является случай, когда для одной из конкурирующих площадок одновременно удовлетворяются условия минимальности: значения первоначальных капитальных вложений, годовых эксплуатационных расходов и сроков сооружения как электростанции в целом, так и первого блока.

Капитальные вложения складываются из следующих разделов: освоение территории, заселение и отчуждение земель; планировка территории; гидротехнические сооружения; подъездные пути; сооружения по выдаче электрической и тепловой энергии; временное энергоснабжение.

Показатели определяются для конечной мощности электростанции по действующим тарифам и расценкам. Нетрудно заметить, что все перечисленные выше показатели относятся к категории переменных, для каждой из намеченных площадок они будут разными. Постоянные затраты, куда входят стоимость оборудования, монтажа, ремонтов, зарплата персоналами другое, будут одинаковыми для всех вариантов площадок и из сопоставления исключаются. Предпочтение отдается той площадке, для которой переменные приведенные затраты будут меньше.

Сопоставление площадок и выбор наиболее эффективной из них должны производиться при условии, что в результате соответствующих технических решений во всех случаях достигаются одинаковые энергетическая эффективность и надежность работы электростанции, а также обеспечиваются все требования санитарных, противопожарных и других норм.

3. Выбор тепломеханического оборудования и тепловой схемы электростанции

Основное оборудование всегда стремятся выбрать однотипным, так как при этом обеспечивается возможность максимальной индустриализации строительства, а, кроме того, улучшаются условия эксплуатации и ремонта и сокращается количество обслуживаемого персонала. К основному энергетическому оборудованию тепловых электростанций относится турбины и котлы.

Устанавливаем в отдельно стоящем корпусе блока ПГУ в составе:

- газовой турбины типа LM 6000 PD SPRINT электрической мощностью 45МВт производства GE Energy - два комплекта;

- парового котла-утилизатора Пр-75-4,0-440Д вертикальной компоновки с дожигающим устройством и газовым подогревателем сетевой воды (ГПСВ) на параметры пара 4,0 МПа; 440°С производства ОАО «ЗиО» г. Подольск - два комплекта;

- паровой турбины Т-60-7,0 электрической мощностью 25 МВт, с регулируемым отопительным отбором производства ОАО «Калужский турбинный завод» - один комплект.

Установка представляет собой газотурбинную электростанцию, которая вырабатывает электроэнергию на тепловом потреблении за счёт утилизации тепла уходящих газов в котле-утилизаторе и паровой турбине с регулируемым отопительным отбором пара и способной работать как в режиме «ухудшенного вакуума» (конденсатор на сетевой воде), так и в конденсационном режиме.

Основное топливо - природный газ. Резервно-аварийное топливо для работы паровых и водогрейных котлов - мазут.

Предусматривается установка газовой дожимной компрессорной станции (ДКС) блочно-комплексной поставки - 2 комплекта.

Охлаждение ДКС - воздушное.

Полученное тепло используется на покрытие нагрузок отопления и горячего водоснабжения.

Так как строительство станции планируется как расширение котельной, то необходимо учесть оборудование, установленное в существующей котельной:

- парогенераторы ДЕ 25-14ГМ - 2 комплекта;

- водогрейные котлы КВГМ-100 - 6 комплектов.

Водогрейные котлы используют в качестве основного топлива природный газ. В качестве резервно-аварийного топлива предусмотрено использование мазута, для чего на площадке имеется мазутное хозяйство.

Таблица 3.1 - Технические характеристики устанавливаемого основного оборудования

Наименование параметра	Единица измерения	Величина
Газовая турбина LM 6000 PD «SPRINT» производства «GE ENERGY»
Тепловая мощность	МВт (Гкал/ч)	49,619 (42,66)
Номинальная электрическая мощность	МВт	45,65
Удельный расход топлива	КДж/кВтч	8610
Расход топлива	нм/3ч (кг/ч)	12418 (8693)
Давление газа перед регулирующим клапаном	кг/см2	46,5 1,4
Температура газа (на 28°С выше точки росы)	С	не выше 120
Электрический КПД	%	40,89
Генераторное напряжение	кВ	10,5
Скорость вращения ротора после редуктора	сек -1 (об/мин)	50 (3000)
Масса установки на раме	т	2823,2
Габариты установки:
- длина	мм	19675
- ширина	мм	4115
- высота	мм	10100
Паровой котёл - утилизатор Пр-75-4,0-440Д (с дожитом) и ГПСВ производства ОАО «ЗиО»
Давление свежего пара	МПа	4,0
Температура свежего пара	°С	440
Паропроизводительность	т/ч	75
Тепловая мощность ГПСВ	Гкал/ч	13,6
Температура сетевой воды на входе в ГПСВ	°С	70
Температура сетевой воды на выходе из ГПСВ	°С	110
Паровая турбина Т-60-7,0 производства ОАО «Калужский турбинный завод»
Номинальная электрическая мощность	МВт	60,7/54,62
Номинальное давление свежего пара перед турбиной	МПа (кгс/см2)	3,14…3,53 (32…35)
Номинальная температура свежего пара перед турбиной	°С	435
Номинальный расход свежего пара на турбину	т/ч	150,0
Номинальный расход пара при конденсационном режиме	т/ч	148,5
Номинальный расход пара отопительного отбора	т/ч	100
Номинальная тепловая нагрузка отопительного отбора	Гкал/ч	53.6
Максимальный расход пара отопительного отбора	т/ч	140
Максимальная тепловая нагрузка отопительного отбора	Гкал/ч	80
Высота фундамента турбины	м	7,2

Пар котлов-утилизаторов параметрами 3,9 МПа (40 кгс/см²) и 440°С используется для работы паровой турбины.

Сетевая вода из магистрального трубопровода обратной сетевой воды направляется в конденсатор паровой турбины (только в отопительный период). Затем, вновь устанавливаемыми насосами сетевой воды, направляется в подогреватели сетевой воды отопительного отбора паровой турбины и газовые подогреватели сетевой воды котлов-утилизаторов. Далее прямая сетевая вода направляется в существующие трубопроводы сетевой воды к водогрейным котлам КВГМ-100, либо в коллектор прямой сетевой воды потребителей. В схеме предусмотрен подогрев сетевой воды перед котлами-утилизаторами с установкой насосов рециркуляции и линии подмеса холодной сетевой воды в прямую сетевую воду.

При работе паровой турбины в конденсационном режиме (неотопительный период) предусмотрен подогрев основного конденсата перед деаэратором сетевой водой после ГПСВ котлов-утилизаторов.

При работе блока ПГУ в конденсационном режиме (тепловые потребители отключены) для подогрева основного конденсата в схеме предусмотрена возможность выполнения замкнутого контура ГПСВ одного котла-утилизатора - насосы рециркуляции, подогреватель основного конденсата. Для подпитки замкнутого контура и поддержания давления предусмотрена установка расширительного бака Reflex и установка поддержания давления Variomat. При этом второй котел-утилизатор работает в режиме дренированного ГПСВ с повышенной температурой уходящих газов.

Вместе с основным оборудованием устанавливается необходимое для его работы вспомогательное оборудование:

Таблица 3.2 - Спецификация оборудования

Наименование	Техническая характеристика	Кол.
Оборудование котельной
Котёл паровой ДЕ 25-14ГМ без пароперегревателя	D = 25 т/ч, Рр=1, З МПа, tp=191°C	2
Экономайзер ВТИ ЭП1-208	F = 208 м2	2
Вентилятор ВДН - 11,2 с электродвигателем	Q=21600, Н=456 кгс/м2, N = 30 кВт, 1470 об/мин	2
Дымосос ДН - 12,5 с электродвигателем	Q=40400, Н=456 кгс/м2, N = 75 кВт, 1470 об/мин	2
Сепаратор непрерывной продувки	Рр=0,12 МПа	1
Подогреватель воды после ХВО водоводяной		1
Подогреватель воды после ХВО пароводяной		1
Деаэратор питания котлов ДЕ	D=50 т/ч, Рр=0,12 МПа	1
Охладитель выпара ОВА-2	F=2 m3	1
Насос питательный ЦНСГ 38-220 с электродвигателем	Q=38 м3/ч, Н=220 м, N = 55 кВт, 2900 об/мин	2
Насос питательный ЦНСГ 38-179 с электродвигателем	0=38, Н= 179 м, N = 55 кВт, 2900 об/мин	1
Котёл водогрейный КВГМ-100	Q=100 Гкал/ч	6
Деаэратор подпитки теплосети вакуумный ДВ-400	Q = 400 м3/ч, Рр = 0,07 МПа	2
Насос сетевой СЭ 1250 - 140 с электродвигателем	Q = 1250, Н= 140 м, N = 630 кВт, 1450 об/мин	8
Насос подпитки теплосети с электродвигателем	Q = 90, Н = 85 м, N = 30 кВт, 2900 об/мин	2
Насос рециркуляции НКУ - 140 /49 с электродвигателем	Q = 140 м3/ч, Н = 49 м, N = 40 кВт, 1460 об/мин	1
Устанавливаемое оборудование
1. Газовая турбина LM 6000 PD «SPRINT» производства «GE ENERGY» с генератором и вспомогательными системами.	Qгт=45,65 МВт, (39,25 Гкал/ч), N=45,65 МВт, 10500 V, 50 Hz	2
Котёл-утилизатор Пр-75-4,0-440Д с дожигом и ГПСВ производства ОАО «ЗиО» г. Подольск	GK= 75 т/ч, Ро=4,0 МПа, t0 = 440°С	2
Турбина паровая Т-60-7,0 производства ОАО «Калужский турбинный завод»	N=54,62/60,7 МВт, 10500 V, 50 Hz	1
Деаэратор атмосферный питания котлов-утилизаторов	ДА-200 М, Q=200 т/ч БД-50	1
Насос питательный котлов-утилизаторов Q = 100 т/ч, Н = 530 м	ПЭ 100-53, 4АЗМ 315/6000 УХЛ4	3
Подогреватель сетевой воды	Q = 40 Гкал/ч	2
Насос сетевой воды Q= 1650 т/ч, Н= 120 м	АСЭ 1650-120-8	3
Насос конденсатный турбины Q= 160 т/ч, Н = 55 м	ЭКН 160-55	2
Насос конденсатный ПСВ Q = 50t/4, Н = 55 м	Кс-50-55	3
Насос рециркуляционный (контура) Q= 250 т/ч, Н = 35 м	Нку 250 4 АМИ200L4	2
Насос циркуляционный контура в.д. котлов-утилизаторов		4
Расширитель непрерывной продувки	V=0,15 м3, 0,6 МПа	2
Расширитель периодической продувки	СП - 7,5, V=7,5 м3	2
Турбогенератор	ТФ-80-2У3, N=63 МВт	1
Расширитель дренажей	V=0,155 м3, 0,7 МПа	1
Дренажный бак	V = 4,0 м3	1
Насос дренажного бака	АЦМС 10-140 Q= 10 т/ч, Н= 115 м	2
Приямок чистых стоков	V = 2,0 м3	1
Насос приямка чистых стоков Q= 15 т/ч, Н = 34 м	АЦМС 15-30	2
РОУ 4,0/0,7	G = 5 т/ч	1
Эжектор пусковой	ЭПУ-200-1	1
Охладитель выпара	ОВА -16 нж	1
Подогреватель конденсата	Q = 7,5 Гкал/ч	1
Эжектор основной	ЭО-50М-1	1
Эжектор уплотнений	ЭУ-400-1	1
БРОУ 4,0/0,25	G = 75 т/ч	2
БРУ 4,0/0,1	G = 50 т/ч	2
Установка поддержания давления	Variomat 1-2 VG-300	1
Расширительная емкость	Reflex V=0,8м3	1

4. Разработка вариантов выдачи энергии и выбор основного электротехнического оборудования

К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество агрегатов и их параметры выбираются в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и других условий.

При проектировании электростанций до разработки главной схемы составляются структурные схемы выдачи электроэнергии на которых показываются основные функциональные части установки и связи между ними.

Связь с энергосистемой осуществляется на напряжении 110 кВ. Для покрытия заданной нагрузки необходимо сооружение РУ ВН 110 кВ и РУ НН 10 кВ. Из приведенных выше требований составим два варианта схем выдачи энергии.



Рисунок 4.1 - Вариант схемы выдачи энергии №1

Таблица 4.1 - Параметры турбогенераторов варианта №1

Тип турбогенератора	Номинальная мощность	Номинальное напряжение, кВ	cosцном	Xd''	Цена, тыс. долл.
	Полная, МВ·А	Активная, МВт
BDAX 7-290ERJT	56,25	45	10,5	0,8	0,185	250
ТФ-80-2У3	78,75	63	10,5	0,8	0,185	260

Мощность двухобмоточного трансформатора, работающего в блоке с генератором выбирается равной мощности генератора в МВ·А. Мощность трансформаторов выбирается по максимальному перетоку через трансформатор, который определяется по наиболее тяжелому режиму. Расчетная мощность определяется для трех режимов: максимальная, минимальная нагрузка и отключение одного генератора, присоединенного к шинам 10 кВ при максимальной нагрузке потребителей.

Принимаем коэффициент использования собственных нужд станции равным =6%.

,

где - мощность, протекающая через трансформатор,

- генерируемая моность,

- мощность нагрузки,

- коэффициент мощности нагрузки,

МВ·А.

МВ·А.

МВ·А.

Рисунок 4.2 - Перетоки энергии через трансформаторы связи

По наиболее тяжелому режиму выбираем мощность трансформатора:

МВ·А.

Таблица 4.2 - Параметры трансформаторов варианта №1

Тип трансформатора	Номинальная мощность, МВА	Номинальное напряжение, кВ	Uk, %	Рхх, кВт	Ркз, кВт	Цена, тыс. долл.
			ВН-СН	ВН-СН	СН-НН
ТДН-63000/110	63	115/11	-	10,5	-	50	245	110

Рисунок 4.3 - Вариант схемы выдачи энергии №2

Таблица 4.3 Параметры турбогенераторов варианта №2

Тип турбогенератора	Номинальная мощность	Номинальное напряжение, кВ	cosцном	Xd''	Цена, тыс. долл.
	Полная, МВ·А	Активная, МВт
ТВС-32-У3	40	32	10,5	0,8	0,13	250
ТВФ-120-2У3	125	100	10,5	0,8	0,192	350

МВ·А.

МВ·А.

МВ·А.



Рисунок 4.4 - Перетоки энергии через трансформаторы связи

По наиболее тяжелому режиму выбираем мощность трансформатора:

МВ·А.

Таблица 4.4 - Параметры трансформаторов варианта №2

Тип трансформатора	Номинальная мощность, МВА	Номинальное напряжение, кВ	Uk, %	Рхх, кВт	Ркз, кВт	Цена, тыс. долл.
			ВН-СН	ВН-СН	СН-НН
ТДЦ-40000/110	40	121/10,5	-	10,5	-	34
ТДЦ-125000/110	125	121/10,5	-	11	-	120

Технико-экономическое сравнение для выбора главной схемы электрических соединений выполняется по следующим группам показателей [2, стр. 21]:

- Количество и мощность основного оборудования и коммутационных аппаратов;

- Потери генерирующей мощности и отходящих линий при различных аварийных и ремонтных режимах;

- Капитальные затраты;

- Потери энергии и приведенные затраты.

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат [2, стр. 22]:

где - капиталовложения в сооружение электроустановки, тыс. долл.

- нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений, равный 0,125;

- годовые эксплуатационные издержки;

- ущерб от недоотпуска энергии.

Оборудование, одинаковое для обоих вариантов при расчете не учитываем. Капиталовложения определяем по укрупненным показателям стоимости элементов схем.

Таблица 4.5 - Капиталовложения [3]

Оборудование	Варианты
	1-ый	2-ой
	Количество ед., штук	Стоимость, тыс. долл.	Количество ед., штук	Стоимость, тыс. долл.
Генератор №1	2	250	2	250
Генератор №2	1	260	1	350
Трансформатор №1	3	110	2	88
Трансформатор №2	-	0	1	140
Итого	1090	1166

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

, тыс. долл.,

где Р_а - отчисления на амортизацию, %,

Р_о - отчисления на обслуживание, %,

ДЭ - потери энергии в кВт·ч,

в - стоимость одного кВт·ч потерянной энергии, равная 5 центов/(кВт·ч). Для оборудования данного проекта принимаем Р_а = 6,4%, Р_о = 3%;

Потери энергии, кВт·ч, в трансформаторах:

,

где ДР_хх - потери холостого хода,

ДР_кз - потери короткого замыкания,

S_н - номинальная мощность трансформатора, МВ·А,

S_м - максимальная нагрузка трансформатора,

Т - число часов работы трансформатора в году, можно принять Т= 8760 час.

ф - число часов максимальных потерь, при Т = 5500 ч, ф = 4000 ч.

Для трансформатора 63 МВА:

кВт·ч.

Для трансформатора 40 МВА:

кВт·ч.

Для трансформатора 125 МВА:

кВт·ч.

Для определения ущерба необходимо располагать данными о вероятности и длительности аварийных отключений, характере потребителей и тому подобное, поэтому в дипломном проекте допускается ущерб не определять.

Издержки первого варианта:

Издержки второго варианта:

Приведенные затраты первого варианта:

тыс. долл.

Приведенные затраты второго варианта:

тыс. долл.

Разность приведенных затрат между вариантами в процентах:

.

Так как первый вариант экономичнее, то для дальнейшей разработки выбираем его.

Выбор схемы электрических соединений является важным и ответственным элементом проектирования станций. Главная схема электрических соединений составляется по составленной структурной схеме выдачи мощности станции. Для принятой схемы выдачи мощности определяется число присоединений в каждом из РУ, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий, числа линий связи с системой и числа трансформаторов связи, подключенных к данному РУ:

,

где - число отходящих к потребителям линий,

- число линий связи с системой,

- число трансформаторов связи, подключенных к данному распредустройству.

Число присоединений распредустройства 110 кВ:

.

Для распредустройства 110 кВ принимаем две системы шин.

Число присоединений распредустройства 10 кВ [2, стр. 16]:

. Принимаем n_лэп=2;

Так как питание котельной необходимо резервировать, то n_лэп=4.

.

Для распредустройства 10 кВ принимаем одиночную секционированную систему шин.

Принимаем напряжение собственных нужд 6 кВ, питание осуществляется от трансформатора 10/6 кВ, присоединенного к секциям ГРУ [2, стр. 20].

РУСН-6 кВ выполнено с одной системой шин и состоит из трех секций. К секции подключается по одной единице взаиморезервируемых механизмов (сетевые, питательные, циркуляционные насосы).

Мощность трансформатора выбираем из расчета питания им половины мощности собственных нужд электростанции:

Рабочее питание секций 1 и 2 РУСН-6 кВ осуществляется от секции 1 ГРУ-10 кВ через понижающий трансформатор напряжением 10,5/6,3 кВ. Рабочее питание секции 3 РУСН-6 кВ осуществляется от секции 2 ГРУ-10 кВ через понижающий трансформатор напряжением 10,5/6,3 кВ.

Резервирование питания распредустройства собственных нужд осуществляется через понижающий трансформатор напряжением 10,5/6,3 кВ отпайкой от блока с паровым турбоагрегатом.

Двухсекционное РУСН - 0,4 кВ получает питание от рабочих трансформаторов собственных нужд 6,3/0,4 кВ, подключенных к секциям 1 и 3 РУСН-6 кВ.

Резервное питание РУСН - 0,4 кВ осуществляется через понижающий трансформатор напряжением 6,3/0,4 кВ подключенный к магистрали резервного питания 6,3 кВ.

5. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей

электростанция тепломеханический оборудование замыкание

Для выбора и проверки электрических аппаратов необходимо правильно оценить расчетные условия КЗ:

- составить расчетную схему;

- наметить места расположения расчетных точек КЗ.

Токи КЗ рассчитаем при помощи программы TKZ. Для этого составим эквивалентную схему замещения и определим значения всех элементов схемы, приведенных к базисным условиям.

Определим сопротивления элементов схемы в базисных единицах. За базисную мощность принимаем МВ·А.

Сопротивление генератора:

,

где - сверхпереходное реактивное сопротивление генератора, о.е.,

- номинальная мощность генератора, МВ·А.

Сопротивление трансформатора:

,

где - напряжение короткого замыкания трансформатора, %,

- номинальная мощность трансформатора, МВ·А.

Сопротивление ЛЭП:

,

где - удельное сопротивление воздушной линии электропередач о.е.,

- длина линии электропередач, м,

- средненоминальное напряжение, кВ.

Сопротивление реактора:

,

где - сопротивление реактора, о.е.

Сопротивление системы:

,

где - сопротивление системы, о.е.,

- номинальная мощность системы, МВ·А.

Сопротивление генератора 1ГТ и 2ГТ:

.

Сопротивление трансформатора 1T, 2Т, 3Т:

.

Сопротивление генератора 3ГТ:

.

Сопротивление ЛЭП от системы до РУ 110 кВ:

.

Перед шинами ГРУ устанавливаем реактор. Предварительно выбираем его по номинальному току:

кА.

Выбираем реактор РТСТ 10-1600-0,35 с А, , кВ.

Сопротивление реактора:

.

Сопротивление системы:

.

Сопротивление трансформатора 10,5/6,3 кВ:

.

Рисунок 5.1

- Схема замещения электрической системы.

Намечаем точки КЗ:

- На шинах РУ 110 кВ;

- На выводах генератора 1ГТ;

- На выводах генератора 3ГТ;

- На шинах РУ 10,5 кВ за реактором;

- На шинах магистрали резервного питания СН 6,3 кВ.

- На шинах РУ СН 6,3 кВ.

Ток подпитки точки КЗ на шинах РУСН составляет:

,

где - мощность собственных нужд станции,

- номинальное напряжение собственных нужд.

кА.

Исходные данные и результаты расчета приведены в Приложении 1.

Результаты расчета сведем в таблицу:

Таблица 5.1 - Токи короткого замыкания

Точка КЗ	Составляющая от 1ГТ, кА	Составляющая от 2ГТ, кА	Составляющая от 3ГТ, кА	Составляющая от системы, кА	Составляющая от двигателей СН, кА	Суммарный ток, кА
1	1,06	1,06	1,31	1,2	0	4,63
2	16,71	5,19	6,4	5,92	0	17,51
3	5,39	5,39	23,4	6,14	0	23,4
4	5,62	1,74	2,15	2	0	11,51
5	2,69	0,83	1,03	0,95	7,65	13,15
6	0,93	0,93	4	1,05	7,65	14,56

По найденным периодическим составляющим тока КЗ в начальный момент времени находим все необходимые для выбора электрических аппаратов параметры.

Так как генераторный выключатель выбирается по наибольшему току со стороны системы либо со стороны генератора, то расчет для точки КЗ на выводах генератора 1ГТ выполняем по составляющей тока КЗ от системы, а для 3ГТ - по составляющей тока от генератора.

Рассчитаем ударные токи КЗ:

,

где =1,97 для турбогенераторов,

=1,65 для системы,

=1,83 для двигателей СН [2, стр. 33].

Результаты расчета ударных токов сведем в таблицу:

Таблица 5.2 - Ударные токи КЗ

Точка КЗ	Составляющая от 1ГТ, кА	Составляющая от 2ГТ, кА	Составляющая от 3ГТ, кА	Составляющая от системы, кА	Составляющая от двигателей СН, кА	Суммарный ток, кА
1	2,95	2,95	3,65	2,8	0	12,35
2	-	14,46	17,83	13,81	0	46,16
3	-	-	65,19	-	0	65,19
4	15,66	4,85	5,99	4,67	0	31,17
5	8,25	2,31	2,87	2,22	19,8	35,45
6	2,59	2,59	11,14	2,45	19,8	38,57

Рассчитаем токи КЗ в произвольный момент времени переходного процесса. Расчет будем производить с использованием кривых изменения во времени отношения при различных удаленностях точки КЗ. Удаленность точки КЗ от генератора характеризуется отношением , где - номинальный ток генератора, приведенный к той ступени напряжения, где находится точка КЗ. Этот ток можно определить по формуле:

,

Предварительно выбираем выключатели:

1) Для РУ 110 элегазовые выключатели компании Siemens с c, c,

c;

2) Для РУ 10 кВ и РУСН 6 кВ вакуумные выключатели серии HVX-12 компании «ALSTOM» c c, c,

c;

3) Для генераторного выключателя - аппарат серии HECS компании «ABB» c c, c,

c;

Так как для системы мал для всех точек КЗ, то принимаем .

Таблица 5.3 - Результаты расчета коэффициентов

КЗ	1ГТ, 2ГТ	3ГТ	Дв	1ГТ	2ГТ	3ГТ	Дв	1ГТ	2ГТ	3ГТ	Дв
1	0,28	0,4	0,06	3,79	3,79	4,68	0	0,9	0,9	0,91	-
2	3,09	0,52	0,68	5,41	1,68	2,07	0	0,84	0,97	0,95	-
3	3,09	0,52	0,68	1,74	1,74	7,57	0	0,97	0,97	0,75	-
4	3,09	0,52	0,68	1,82	0,56	0,69	0	0,97	1	1	-
5	5,16	7,22	1,14	0,52	0,16	0,2	1,14	1	1	1	0,99
6	5,16	7,22	1,14	0,18	0,18	0,78	1,14	1	1	1	0,99

Таблица 5.4 - Результаты расчета

КЗ	, 1ГТ, кА	, 2ГТ, кА	, 3ГТ, кА	, Дв, кА	, Системы, кА	Суммарное, кА
1	0,95	0,95	1,19	0	1,2	4,29
2	14,04	5,03	6,08	0	5,92	31,07
3	5,23	5,23	17,55	0	6,14	34,15
4	5,45	1,74	2,15	0	2	11,34
5	2,69	0,83	1,03	7,57	0,95	13,07
6	0,93	0,93	4	7,57	1,05	14,48

Рассчитываем величину апериодической составляющей тока КЗ в момент размыкания контактов выключателя [2, стр. 33]:

,

где Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ [2, стр. 33]:

- для турбогенераторов Та=0,4

- для системы Та=0,03

- для двигателей СН Та=0,06

Результаты расчета апериодической составляющей тока КЗ в момент размыкания контактов выключателя сведем в таблицу.

Таблица 5.5 - Результаты расчета

Точка КЗ	Составляющая от 1ГТ, кА	Составляющая от 2ГТ, кА	Составляющая от 3ГТ, кА	Составляющая от системы, кА	Составляющая от двигателей СН, кА	Суммарный ток, кА
1	1,34	1,34	1,66	0,41	0	4,75
2	20,05	6,23	7,68	0,95	0	34,91
3	6,47	6,47	28,08	0,98	0	42
4	6,91	2,14	2,64	0,46	0	12,15
5	3,31	1,02	1,27	0,22	4,71	10,53
6	1,14	1,14	4,92	0,24	4,71	12,15

Рассчитываем величину термического импульса току КЗ:

,

где ,

- время действия основной релейной защиты данной цепи, принимаем 0,1; - полное время отключения выключателя.

Результаты расчета величины термического импульса сведем в таблицу.

Таблица 5.6 - Результаты расчета

Точка КЗ	Составляющая от 1ГТ, кА2•с	Составляющая от 2ГТ, кА2•с	Составляющая от 3ГТ, кА2•с	Составляющая от системы, кА2•с	Составляющая от двигателей СН, кА2•с	Суммарный ток, кА2•с
1	0,63	0,63	0,96	0,27	0	2,49
2	158,3	15,27	23,22	6,9	0	203,69
3	3,06	3,06	310,47	7,43	0	324,02
4	17,68	1,7	2,59	0,76	0	22,73
5	4,1	0,39	0,59	0,17	15,05	20,3
6	0,48	0,48	8,96	0,21	15,05	25,18

Рассчитаем ток однофазного короткого замыкания с помощью программы TKZ:



Рисунок 5.2 - Принципиальная схема электрической станции для составления схемы нулевой последовательности

Для точки короткого замыкания К1 схема замещения нулевой последовательности примет вид:

Рисунок 5.3 - Схема замещения нулевой последовательности для точки короткого замыкания К1 электрической станции

Для точек короткого замыкания К2-К6 токи нулевой последовательности не протекают. Для точки короткого замыкания К1 рассчитаем ток однофазного короткого замыкания с помощью программы TKZ, а для точек К2-К6 сопротивление схемы нулевой последовательности равно нулю, следовательно ток однофазного короткого замыкания вдвое меньше тока трехфазного короткого замыкания.

Составим сводную таблицу токов короткого замыкания:

Таблица 5.7 - Токи короткого замыкания

Точка КЗ	, кА	, кА	, кА	, кА	, кА2•с	, кА
1	4,63	12,35	4,29	4,75	2,49	4
2	17,51	46,16	31,07	34,91	203,69	8,76
3	23,4	65,19	34,15	42	324,02	11,7
4	11,51	31,17	11,34	12,15	22,73	5,76
5	13,15	35,45	13,07	10,53	20,3	6,58
6	14,56	38,57	14,48	12,15	25,18	7,28

Размещено на Allbest.ru