Модернизация работы ТЭЦ путем внедрения цифровых технологий

Размещено на http://www.Allbest.Ru/

Выпускная квалификационная работа

Тема:

Модернизация работы ТЭЦ путем внедрения цифровых технологий



Содержание

Введение

1. Краткое описание модернизируемой ТЭЦ

1.1 Основное оборудование

1.2 Тепловая схема ТЭЦ

1.3 Газоочистное оборудование

1.4 Топливное хозяйство

1.5 Химводоочистка

1.6 Система технического водоснабжения

1.7 Система гидрозолоудаления

2. Расчетный раздел

2.1 Тепловой расчет

2.2 Расчет тепловых нагрузок

2.3 Построение годового графика теплопотребления

2.4 Выбор и описание основного и вспомогательного оборудования

2.4.1 Выбор основного оборудования ТЭЦ

2.4.3 Выбор энергетических котлов

2.5 Основное оборудование ТЭЦ

2.6 Краткая характеристика котла БКЗ-420-140-7С

2.7 Паротурбинная установка ПТ-80/100-130/13

2.8 Паротурбинная установка Р-50/60-130/13-2

2.9 Паротурбинная установка Т-110/120-130/13

2.10 Основное распределительное устройство (ОРУ) АПК ТЭЦ-2

3. Технологический раздел

3.1 Электрическая часть станции

3.2 Выбор числа, мощности и типов трансформаторов собственных нужд

3.3 Расчёт токов КЗ

3.5 Выключатели на генераторном напряжении

3.6 Расчетные и каталожные данные выключателя и разъединителя на генераторном напряжении 10,5 кВ

4. Специальный раздел

4.1 Распределенные системы

4.1.1 Централизованная АСУ ТП

4.1.2 Распределенная АСУ ТП

4.2.1 Ethernet

4.2.1.1 Спецификации физической среды Ethernet

4.2.2 RS-485 и RS-422

4.3 Построение системы автоматического управления

4.3.1 Математическое моделирование системы управления

4.4 Выбор средств автоматизации

4.5 Приборы для измерения температуры

4.6 Приборы для измерения уровня

4.7 Приборы для измерения давления

4.8 Приборы для измерения расхода

4.9 Прибор для измерения концентрации водорода

4.10 Прибор для измерения концентрации растворенного кислорода

4.11 Прибор для измерения электропроводности воды

4.12 Блок питания КАРАТ-22

4.13 Блок коммутаций реверсивный БКР

4.14 Блок питания и реле БПР

4.15 Магнитный пускатель

4.16 Электродвигатели серии А2К

4.17 Электрический исполнительный механизм

4.17 ПИД-регулятор МЕТАКОН-514

4.18 Модуль ввода аналоговых сигналов MDS AI-8TC

4.19 Панель РР-282

4.20 Модуль питания PSM-24

4.21 Описание работы контуров системы управления при комплексной модернизации ТЭЦ оборудованием и датчиками

5. Техника безопасности при работе

5.1 Эксплуатация оборудования и меры безопасности.

5.2 Индивидуальные средства защиты

5.3 Требования техники безопасности при монтаже и ремонте оборудования

5.4 Защита от статического электричества, поражения электрическим током

5.5 Пожаробезопасность

Заключение

Список использованной литературы



Введение

Теплоэнергетика является ведущей отраслью современного индустриально развитого народного хозяйства. Основным направлением в развитии энергетики является централизация энергоснабжения промышленности, сельского хозяйства, городов и населенных пунктов. В числе энергоносителей особо важное место занимает электроэнергия в силу универсальности ее применения в различных отраслях, на транспорте и в быту, а также возможности транспортировать на многие сотни и тысячи километров при минимальных потерях. Для организации рационального энергоснабжения особенно большое значение имеет теплофикация, являющаяся наиболее совершенным методом централизованного теплоснабжения и одним из основных путей снижения удельного расхода топлива на выработку электрической энергии.

При теплофикации реализуются два основных принципа рационального энергоснабжения:

- комбинированное производство тепла и электрической энергии, осуществляемое на теплоэлектроцентрали;

- централизация теплоснабжения, т.е. подача тепла от одного источника многочисленным тепловым потребителям.

Важной составной частью систем централизованного теплоснабжения являются тепловые сети, предназначенные для транспортирования и распределения теплоносителя.

Развитие централизованного теплоснабжения осуществляется путем строительства ТЭЦ различной теплопроизводительности.

Строительство теплоэлектроцентралей для нужд отопления и горячего водоснабжения ведется как в районах массовой жилой застройки, так и в сельской местности.

Темой выпускной квалификационной работы является: «Модернизация работы ТЭЦ путем внедрения цифровых технологий»

1. Краткое описание модернизируемой ТЭЦ

1.1 Основное оборудование

На модернизируемой ТЭЦ-2 установлено 7 энергетических котлов: БКЗ-420-140-7С

Сжигаемое топливо: Каменный уголь

Установлено 7 турбин:

одна паровая турбина типа Р - 50 - 130/13

три паровых турбины типа ПТ - 80/100 - 130/13

три паровых турбины типа Т - 110/120 - 130 - 5

На начало 2002 года установленная мощность станции составила:

- электрическая - 510 МВт

- тепловая - 1176 Гкал/ч

Располагаемая мощность составила:

- электрическая - 357 МВт

- тепловая - 721 Гкал/ч

Максимальная тепловая нагрузка составила 613 Гкал/ч.

Причиной в разрыве установленной и располагаемой мощности является дефицит паропроизводительности котлов, работающих на непроектном топливе и низкая тепловая загрузка турбин.

Кроме того, из-за отсутствия потребителя 1,3 МПа турбина Р-50-130/13 недовырабатывает энергию. Выработка электроэнергии в конденсационном режиме ограничивается недостаточной охлаждающей способностью градирен и неудовлетворительным состоянием конденсаторов турбин.

1.2 Тепловая схема ТЭЦ

ТЭЦ работает по тепловому графику с довыработкой электроэнергии в конденсационном режиме. Тепловая схема выполнена по секционному принципу с поперечными связями по пару и воде. Восполнение потерь в цикле обеспечивается химобессоленной водой. В качестве исходной воды для подпитки котлов и теплосети используется вода питьевого качества. Отпуск тепла от ТЭЦ осуществляется в горячей воде для зоны теплофикации г. Волгоград и в паре для расположенного на прилегающей территории мазутохозяйства АПК РКТ. ТЭЦ работает в базовом режиме совместно с Западным тепловым комплексом (ЗТК), который работает в пиковом режиме. Выдача тепла на ЗТК осуществляется по тепломагистрали из двух труб Д_у = 800 и 1000 мм. Система горячего водоснабжения открытая. Температурный график отпуска тепла - специальный с температурой сетевой воды зимой - 150^ОС, летом - 70^ОС.

Выдача тепла по тепломагистрали из труб Д_у = 400 мм, по традиционной двухтрубной системе.

Мазутохозяйству АПТС по двум паропроводам Д_у = 150 мм, с максимальным расчетным расходом тепла 17.6 Гкалл/ч.

1.3 Газоочистное оборудование

Для очистки дымовых газов от вредных веществ на котлах станции применяются мокрые золоуловители скрубберы МВ-ВТИ с предвключенными трубами Вентури.

Дымовые газы от котлов выбрасываются через две дымовые трубы высотой 129 м, диаметром устья 6,0 и 6,6 м. К трубе №1 подключены котлы ст. №1,2,3,4, к трубе №2 котлы ст. №5,6,7.

1.4 Топливное хозяйство

Тракт топливоподачи состоит из следующих сооружений:

1. Разгрузочное устройство, состоящее из двух роторных четырехопорных вагоноопрокидывателей, рассчитанных на разгрузку вагонов до 134 тонн. Дробление угля на решетках приемных бункеров осуществляется дробильно-фрезерными машинами ДФМ-11. Из бункеров на ленточные конвейеры топливо подается качающимися питателями. Надвиг вагонов осуществляется локомотивами.

2. Дробильный корпус, оборудованный двумя молотковыми дробилками типа Д 20х20 производительностью 1000 т/ч каждая.

3. Склад угля емкостью 362730 тонн, оборудован ленточными конвейерами выдачи топлива на склад и со склада. Выдача топлива на склад производится из дробильного корпуса, до дробилок, со склада бульдозерами через загрузочные бункера с решетками, с помощью качающихся питателей.

4. Основной тракт топливоподачи, состоящий из ленточных конвейеров 1 и 2 подъема, шириной ленты 1400 мм. На втором подъеме топливо взвешивается ленточными весами типа ЛТМ. Для предохранения дробилок и мельниц на конвейерах ст. №2 и №3 установлены магнитные сепараторы: шкивные и подвесные.

5. Топливоподача в пределах главного корпуса, где производится загрузка бункеров сырого угля с помощью двухсторонних стационарных плужковых сбрасывателей. В башне пересыпке главного корпуса установлены пробоотборные установки в комплекте с дробильно-делительной установкой.

Для размораживания, пребывающего на ТЭЦ смерзшегося угля эксплуатируется двухпутное размораживающее устройство на 20 вагонов.

Мазутное хозяйство на модернизируемой ТЭЦ-2 рассчитано на прием восьми 60-тонных железнодорожных цистерн, хранение мазута марки "100" ис учетом рециркуляции и состоит из:

1. Сливной железнодорожной эстакады длиной 100 м с приемной емкостью, оснащенной четырьмя погружными насосами.

2. Склада мазута, состоящего из трех надземных металлических резервуаров по 1000 м³.

3. Мазутонасосной, сблокированной с маслоаппаратной.

1.5 Химводоочистка

Химводоочистка (ХВО) подпитки котлов работает по схеме Н-ОН обессоливания с производительностью 140 м³/час.

Химводоочистка подпитки теплосети работает по- схеме обработки комплексоном ИОМС и подкисления с последующей декарбонизацией. Производительность установки 7000 м³/ч.

1.6 Система технического водоснабжения

Система технического водоснабжения ТЭЦ - оборотная. В качестве охладителей используются вентиляторные плёночные градирни. Подача охлаждающей воды на конденсаторы происходит под действием естественного напора. Возврат нагретой воды производится с помощью циркуляционных насосов.

1.7 Система гидрозолоудаления

Система гидрозолоудаления ТЭЦ оборотная, гидравлическая, включает в себя 3 багерных насосных, золошлакопроводы, водоводы, насосные станции осветлённой воды и двухсекционный золоотвал.

Насосная №1 транспортирует золу и шлак от котлов ст. №1, 2, 3, насосная №3 золу от котлов ст. №4, 5, 6, 7, насосная №2 шлак от котлов ст. №4, 5, 6, 7. Осветленная вода с золоотвала насосами подается через промежуточную емкость на всос насосов. Насосы орошающей воды (НОВ) подают осветленную воду на сопла труб Вентури и орошение эмульгаторов котлов ст. №1, 3. На орошение скрубберов, транспорт золы и шлака, охлаждение подается осветленная вода от коллектора насосов НГЗУ.

Планируется установка еще одной багерной насосной станции с котлом ст. №8.

2. Расчетный раздел

2.1 Тепловой расчет

Согласно исходным данным, тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию составляет Q_от+в. = 0,65 ГВт; на горячее водоснабжение Q_г.в.с. = 0,28 ГВт; температура наружная средняя t_н.ср. = -7,4^оС; температура наружная расчетная t_н.р. = -25^оС; температура наружного воздуха наиболее холодного месяца t_н.х.м. = -10^оС; расход пара на производство Д _п. = 780 т/ч.

2.2 Расчет тепловых нагрузок

Расчет исходных тепловых нагрузок производится для четырех режимов работы теплоэлектроцентрали.

I - режим максимально зимний, отвечающий температуре наружного воздуха.

Q^I - вычисляется, как сумма максимальных нагрузок:

Q^I = Q_от.+в. + Q_г.в.с. (1)

Q^I = 0,65 + 0,28 = 0,93 ГВт

II - режим отвечает средней за наиболее холодный месяц температуре наружного воздуха t_н.х.м. и равен:

Q^II = ( t_в.- t_н.х.м.) / ( t_в.- t_н.р.) Ч Q^I+ Q_г.в.с. (2)

Q^II = (20 - (-10)) / ( 20 - (-25)) Ч 0,93 + 0,28 = 0,9 ГВт;

где т_в.- температура внутри помещения по санитарным нормам.

III - режим средне зимний, соответствует средней температуре наружного воздуха на отопительный период t_н.^ср.:

Q^III = ( t_в. - t_н.ср.) / ( t_в. - t_н.р.) Ч Q_от.+в. + Q_г.в.с. (3)

Q^III = ( 20 - (-7,4)) /( 20 - (-25)) Ч 0,65 + 0,28 = 0,676 ГВт;

IV - режим летний, характеризует работу ТЭЦ в летний период, когда отсутствует нагрузка на отопление и вентиляцию:

Q^IV = ( t_г.в. - t_х.в.^лето) / ( t_г.в. - t_х.в.^зима) Ч в Ч Q_г.в.с. (4)

Q^IV = (55 - 15) / (55 - 5 ) Ч 0,8 Ч 0,28 = 0,179 ГВт;

где t_х.в.^лето - температура холодной воды в неотопительный период;

t_х.в.^зима - температура холодной воды в отопительный период;

в - учитывает снижение расхода воды в летний период (0,8-1,0).

2.3 Построение годового графика теплопотребления

Для установления экономичного режима работы теплофикационного оборудования, выбора наивыгоднейших параметров теплоносителя, определения выработки электроэнергии на ТЭЦ строят график продолжительности тепловой нагрузки (годовой график теплопотребления) для отопительного и неотопительного периодов (условно для зимнего и летнего периода). Он строится по данным расчета тепловой нагрузки и климатологическим данным. Отопительный (зимний) период определяется как продолжительность стояния в течение года среднесуточных устойчивых температур наружного воздуха t_i = 8^оС.

Годовой график теплопотребления состоит из двух частей: левой - в координатах Q-t, и правой - в координатах Q-n,

где t_i - текущая температура наружного воздуха;

n - время, час.

В левой части строятся графики зависимости тепловых нагрузок (Q_от.+в., Q_г.в.с.^зима и Q_г.в.с.^лето)_, суммарной тепловой нагрузки (Q_тэц.) от текущей температуры наружного воздуха t_i, ^оС.

Q_г.в.с.^лето = 0,65 Ч Q_г.в.с.^зима (5)

Q_г.в.с.^лето = 0,65 Ч 0,28 = 0,182 ГВт.

Q_тэц. = Q_от.+в. + Q_г.в.с. (6)

Q_тэц. = 0,65 + 0,28 = 0,93 ГВт.

Правая часть графика характеризует продолжительность суммарной тепловой нагрузки в течение года. Она строится по графику Q(t_i) по продолжительности стояний определенных температурных градаций n_i. При этом = n_i равна продолжительности отопительного периода n_o. Масштаб времени n: 1мм - 50 часов.

2.4 Выбор и описание основного и вспомогательного оборудования

2.4.1 Выбор основного оборудования ТЭЦ

Основное оборудование ТЭЦ выбирается по среднеотопительной нагрузке третьего режима Q^III. Найдем величину расхода пара в теплофикационный отбор:

Д_т. = Q_т / (i_т - i_ок.) Ч з_п (7)

Д_т. = 0,676 Ч 10⁶ /(2700 - 280) Ч 0,98 = 285,04 кг/с = 1026,143 т/ч,

где i_т - энтальпия пара теплофикационного отбора при среднем давлении в отборе Р_т, кДж/кг;

i_ок. - энтальпия воды из теплофикационного отбора после полной конденсации, кДж/кг;

з_п - КПД подогревателя;



2.4.2 Выбор турбоустановок

Выбор турбин производится таким образом, чтобы обеспечить покрытие тепловых нагрузок с помощью наиболее крупного оборудования при оптимальном коэффициенте теплофикации. Выбор турбин производится по заданному расходу пара на производственные нужды - Д_п., т/ч и рассчитанному расходу пара в теплофикационный отбор - Д_т., т/ч.

Выбираем три турбины типа ПТ - 80/100-130/13.

Одновальная двухцилиндровая турбина номинальной мощностью N = 80 МВт на 3000 об/мин предназначена для привода электрического генератора. Турбина имеет два регулируемых отбора пара для снабжения внешних производственных и теплофикационных потребителей, и рассчитана на параметры свежего пара: давление Р_о = 12,75 МПа и температуру t_o = 555^оС, при одновременных отборах пара на производство в количестве 300 т/ч и на теплофикацию в количестве 200 т/ч. Расход свежего пара Д_о = 470 т/ч. Максимально допустимая мощность турбины составляет 100 МВт.

Расчетная температура охлаждающей воды, поступающей в конденсатор, составляет 20^оС, максимально допустимая 33^оС.

В турбине предусмотрено семь регенеративных отборов пара для подогрева питательной воды.

А также выбираем две турбины типа Т-110/120-130. Трехцилиндровая турбина номинальной мощностью N = 110 МВт предназначена специально для покрытия отопительной нагрузки, при расходе свежего пара Д_о = 485 т/ч и расчетных параметрах: давление Р_о = 12,75 МПа, температура t_o = 555^оС. Скорость вращения 3000 об/мин. Максимально допустимая мощность турбины составляет 120 МВт. Суммарный отбор пара на теплофикацию Д_т. = 320 т/ч, расход тепла 670 ГДж/ч.

Расчетная температура охлаждающей воды, поступающей в конденсатор, составляет 20^оС.

Турбина имеет два отопительных отбора, из которых один регулируемый, и пять регенеративных отборов.

Роторы ЦВД и ЦСД соединены жесткой муфтой и имеют один общий упорный подшипник комбинированного типа. Роторы ЦСД, ЦНД и генератора соединены полугибкими муфтами.

Критические числа оборотов роторов турбины: ЦВД - 2325 об/мин, ЦСД - 2210 об/мин.

Турбина снабжена валоповоротным устройством.

2.4.3 Выбор энергетических котлов

Количество и единичная мощность устанавливаемых котлов зависит от суммарных тепловых нагрузок ТЭЦ и режима отпуска тепла, и определяется режимом потребления тепла отдельными потребителями.

Энергетические котлы должны обеспечить суммарный расход пара на турбоустановки в номинальном режиме и параметры острого пара на паровпуске в турбину.

Число котельных агрегатов должно удовлетворять условию обеспечения теплом в расчетно-контрольном режиме (III - режиме), при средней температуре наружного воздуха самого холодного месяца за отопительный период, при выходе из строя одного из котлов.

Зная суммарный расход острого пара на турбоустановки Д_о = 2380 т/ч и параметры пара, выбираем шесть котлов типа БКЗ-420-140-7С, производительностью Д = 420 т/ч и параметрами:

давление пара за котлом Р = 13,73 МПа;

температура перегретого пара t = 560^оС;

температура питательной воды t = 230^оС;

температура уходящих газов t = 120^оС;

Расход топлива на котел В = 70,4 т/ч.

КПД котла з = 88,5%.



2.5 Основное оборудование ТЭЦ

В настоящее время вся электрическая мощность ТЭЦ выдается и распределяется на напряжение 11 кВ.

Генераторы станции №1, 2, 3 типа ТВФ-120-2, генераторы ст. №5, 6 типа ТВФ-110-2Е, в блоках с двухобмоточными трансформаторами типа ТДЦ-125000/110 и генератор ст. №4 типа ТВФ-63-2Е, в блоке с двухобмоточным трансформатором типа ТДЦ-80000/110 подключены к шинам ОРУ 110 кВ. Схема распределительного устройства 110 кВ выполнена с двойной рабочей и обходной системами шин, с одним выключателем на цепь. Обе рабочие системы шин секционированы. На ОРУ 110 кВ установлены масляные выключатели типа У-110-2000-40 и ВМТ-110Б-40/2000.

В стадии строительства находится ОРУ 220 кВ. Для связи ОРУ 220 кВ и ОРУ-110 кВ предусмотрен автотрансформатор типа АТДЦТН-125000/220/110.

2.6 Краткая характеристика котла БКЗ-420-140-7С

Котел БКЗ-420-140-7С (Е-420-140-7С) однобарабанный, вертикально-водотрубный с естественной циркуляцией, имеет П-образную компоновку.

Расчетное топливо - продукт со следующей характеристикой:

Q_РН = 3880 ккал/кг, А_Р = 38.7%, W_Р = 10%, S_Р = 0.9%, V_Г = 30%.

Параметры котла: (из заводского расчета котлоагрегата)

номинальная производительность - 420 т/ч

давление в барабане - 159 кгс/см²

давление перегретого пара - 140 кгс/см²

температура перегретого пара - 560 ^ОС

Топка котла газоплотная, из цельносварных экранов, выполнена из труб d = 60 мм с шагом 80 мм. Объем топки 2660 м³, расчетное теплонапряжение 103,5 Гкалл/м³.

На фронтовой стене топки установлены шесть вихревых пылегазовых двухпоточных горелок в два яруса (по три на ярус). Крайние повернуты к центру топки на 8 градусов. Производительность одной горелки 12.35 т/ч по промпродукту Карагандинского месторождения и 5166 нм³/ч по газу. Шлакоудаление твердое непрерывное. Шнеками, из водяных ванн, по четыре на котел.

Над топкой и в горизонтальном газоходе расположен радиационно-конвективный пароперегреватель, состоящий из четырех ступеней. Регулирование температуры перегретого пара осуществляется в двух ступенях впрыском собственного конденсата.

В конвективной шахте по ходу газов расположены водяной экономайзер второй ступени, трубчатый воздухоподогреватель второй ступени, водяной экономайзер первой ступени, трубчатый воздухоподогреватель первой ступени.

Для размола топлива котел оборудован четырьмя индивидуальными системами пылеприготовления со скребковыми питателями угля типа СПУ 700/6000, с молотковыми мельницами типа ММТ-2000/2600/590 и вентиляторами горячего дутья типа ВГДН-15, подающими воздух в мельницы.

Холодный воздух в котел подается двумя вентиляторами типа ДН-26ГМ, имеющих частоту вращения 740/600 об/мин. Удаление газов из котла производится двумя двухскоростными (745/590 об/мин) дымососами ДН-26-2-0.62.

Для растопки котла предусмотрены 6 механических мазутных форсунок, производительностью 0.8 тонн/час мазута.

Очистка дымовых газов производится в мокрых золоуловителях, по интенсивной схеме орошения (при повышенных расходах орошающей воды). Для повышения температуры дымовых газов за золоулавливающей установкой до 70^ОС в сборный короб чистого газа подается горячий воздух после воздухоподогревателя.

Температура воздуха перед воздухоподогревателем регулируется рециркуляцией горячего воздуха во всасывающий короб дутьевых вентиляторов.

Реконструированы пароперегреватели на всех котлоагрегатах с полным демонтажем ширм первой ступени по согласованию с заводом-изготовителем.

Водяной экономайзер реконструирован на новый с сохранением диаметра труб 32х4 и металла (сталь 20) и увеличением поперечного и продольного шага труб, соответственно с 75 и 46 мм до 111 и 55 мм для снижения скоростей газов и уменьшения золового износа труб. При этом живое сечение газов увеличилось с 38.6 м² до 50.3 м², а поверхность нагрева экономайзера уменьшилась на 32 % с 1790 до 1220 м².

Установлен дополнительно в обводном газоходе предвключенный трубчатый воздухоподогреватель ПВП из трубок диаметром 40/37 мм, шаг труб 100/40.5 мм поверхностью нагрева 1300 м². Газы на ПВП отбираются после водяного экономайзера 2 ступени, сбрасываются в сборный газоход после подвесных кубов ТВП 1 ступени. Цель установки ПВП - дополнительное снижение скоростей газов в ВЭ 1 ступени, в ТВП 1 и 2 ступеней, а также компенсация теплоиспользования газов после 2 ступени ВЭ.

Указанная реконструкция выполнена на котлоагрегатах станции №1, 2, 3, 4, 5 и положительно сказалась на работе котлоагрегатов в части снижения повреждаемости водяных экономайзеров и износа ТВП, повысила располагаемую нагрузку котлов до 380 т/ч, хотя и привела к небольшому снижению экономичности. Реконструкцию намечено провести на всех котлоагрегатах. Ведется строительство комплекса котлоагрегата БКЗ-420-140-7С ст. №8.

Площади поверхностей нагрева котла:

- пароперегревателя (после демонтажа 1 ступени ШПП) - 2987 м²,

- водяного экономайзера 1 и 2 ступени:

до реконструкции по проекту - 4150 м²,

после реконструкции по проекту - 3580 м²,

- воздухоподогревателя 1 и 2 ступени - 26838 м²,

- дополнительно установленного предвключенного воздухоподогревателя -1300 м².

2.7 Паротурбинная установка ПТ-80/100-130/13

Теплофикационая паровая турбина ПТ-80/100-130/13 с промышленным и отопительными отборами пара предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТВФ-120-2 с частотой вращения 50 об/с и отпуска тепла для нужд производства и отопления.

Номинальные значения основных параметров турбины приведены ниже.

Мощность:

- номинальная 80 МВт

- максимальная 100 МВт

Номинальные параметры пара:

- давление 12,8 Мпа

- температура 555⁰С

Тепловая нагрузка - 284 ГДж/ч

Расход отбираемого пара на производственные нужды:

номинальный 185 т/ч

максимальный 300 т/ч

Пределы изменения давления пара в регулируемом отопительном отборе:

верхнем 0,049-0,245 Мпа

нижнем 0,029-0,098 Мпа

Давление производственного отбора - 1,28 Мпа

Температура воды,

питательной 249 ⁰С

охлаждающей 20 ⁰С

Расход охлаждающей воды 8000 т/ч

Турбина имеет следующие регулируемые отборы пара:

производственный с абсолютным давлением (1,275 0,29) МПа и два отопительных отбора - верхний с абсолютным давлением в пределах 0,049-0,245 Мпа и нижний с давлением в пределах 0,029-0,098 Мпа. Регулирование давления отопительного отбора осуществляется с помощью одной регулирующей диафрагмы, установленной в камере верхнего отопительного отбора. Регулируемое давление в отопительных отборах поддерживается: в верхнем отборе - при включенных обоих отопительных отборах, в нижнем отборе - при включенном одном нижнем отопительном отборе. Сетевая вода через сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней подогрева должна пропускаться последовательно и в одинаковых количествах. Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели, должен контролироваться.

Ротор высокого давления цельнокованный. Первые десять дисков ротора низкого давления откованы заодно с валом, остальные три диска - насадные.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим валопровод турбоагрегата с частотой 3,4 об/мин.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбоагрегата 50 об/с (3000 об/мин). Допускается длительная работа турбины при отклонении частоты в сети 49,0-50,5 Гц.

2.8 Паротурбинная установка Р-50/60-130/13-2

Паровая турбина с противодавлением Р-50/60-130/13-2 предназначена для привода электрического генератора ТВФ-63-2 с частотой вращения 50 с и отпуска пара для производственных нужд.

Номинальные значения основных параметров турбины приведены ниже:

Мощность:

Номинальная 52,7 МВт

Максимальная 60 МВт

Начальные параметры пара

Давление 12,8 МПа

Температура 555^оС

Давление в выхлопном патрубке 1,3 МПа

Турбина имеет два нерегулируемых отбора пара, предназначенных для подогрева питательной воды в подогревателях высокого давления.

Конструкция турбины:

Турбина представляет собой одноцилиндровый агрегат с одновенечной регулирующей ступенью и 16 ступенями давления. Все диски ротора откованы заодно с валом. Парораспределение турбины с перепуском. Свежий пар подводится к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен клапан автоматического затвора, откуда пар по перепускным трубам поступает к четырем регулирующим клапанам. Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте 3000 оборотов в минуту. Допускается длительная работа турбины при отклонении частоты в сети 49,0-50,5 Гц

Турбоагрегат снабжен защитными устройствами для совместного отключения ПВД с одновременным включением обводной линии подачей сигнала. Атмосферными клапанами-диафрагмами, установленными на выхлопных патрубках и открывающимися при повышении давления в патрубках до 0,12 МПа.

2.9 Паротурбинная установка Т-110/120-130/13

Теплофикационая паровая турбина Т-110/120-130/13 с отопительными отборами пара предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТВФ-120-2 с частотой вращения 50 об/с и отпуска тепла для нужд отопления.

Номинальные значения основных параметров турбины приведены ниже.

Мощность:

номинальная 110 МВт

максимальная 120 МВт

Номинальные параметры пара:

давление 12,8 Мпа

температура 555⁰С

Тепловая нагрузка

номинальная 732 ГДж/ч

максимальная 770 ГДж/ч

Пределы изменения давления пара в регулируемом отопительном отборе:

верхнем 0,059-0,245 Мпа

нижнем 0,049-0,196 Мпа

Температура воды:

питательной 232⁰С

охлаждающей 20⁰С

Расход охлаждающей воды 16000 т/ч

Давление пара в конденсаторе 5,6 кПа

Турбина имеет два отопительных отбора - нижний и верхний, предназначенные для ступенчатого подогрева сетевой воды. При ступенчатом подогреве сетевой воды паром двух отопительных отборов регулирование поддерживает заданную температуру сетевой воды за верхним сетевым подогревателем. При подогреве сетевой воды одним нижним отопительным отбором температура сетевой воды поддерживается за нижним сетевым подогревателем.

Давление в регулируемых отопительных отборах может изменяться в следующих пределах:

в верхнем 0,059-0,245 Мпа при двух включенных отопительных отборах,

в нижнем 0,049-0,196 Мпа при выключенном верхнем отопительном отборе.

Турбина Т-110/120-130/13 представляет собой одновальный агрегат, состоящий из трех цилиндров: ЦВД, ЦСД, ЦНД.

ЦВД - однопоточный, имеет двухвенечную регулирующую ступень и 8 ступеней давления. Ротор высокого давления цельнокованый.

ЦСД - также однопоточный, имеет 14 ступеней давления. Первые 8 дисков ротор среднего давления откованы заодно с валом, остальные 6 насадные. Направляющий аппарат первой ступени ЦСД установлен в корпусе, остальные диафрагмы установлены в обоймы.

ЦНД - двухпоточный, имеет по две ступени в каждом потоке левого и правого вращения (одну регулирующую и одну ступень давления). Длина рабочей лопатки последней ступени равна 550 мм, средний диаметр рабочего колеса этой ступени - 1915 мм. Ротор низкого давления имеет 4 насадных диска.

Допускается длительная работа турбины при отклонении частоты в сети 49,0-50,5 Гц. При аварийных для системы ситуациях допускается кратковременная работа турбины при частоте сети ниже 49 Гц, но не ниже 46,5 Гц (время указано в технических условиях).

2.10 Основное распределительное устройство (ОРУ) АПК ТЭЦ-2

Схема: две секционированные системы шин с одной секционированной обходной системой шин. Марка провода: АСО-600.

Выключатели: У-110-2000-40У1 завода "Уралэлектротяжмаш" г. Екатеринбург

U_Н = 110 кВ, I_Н = 2000 А, I_Н.ОТ. = 40 кА

Т_ВКЛ = 0.8 с., Т_ОТКЛ = 0.6 с.

привод ШПЭ-44У1

Разъединители: РНДЗ-2-110-2000У1 завода "Разъеденитель" г. Великие Луки U_Н = 110 кВ, I_Н = 2000 А.

Трансформаторы напряжения: НКФ-110-57У1 U_Н.ВН. = 110000 / 3 В U_Н.НН. = 100 / 3 В, U_Н.ДОП. = 100 В.

Схема и группа соединения 1/1/1-0-0.

Разрядники: РВГМ-110.



3. Технологический раздел

3.1 Электрическая часть станции

В настоящее время вся электрическая мощность ТЭЦ выдается и распределяется на напряжение 110 кВ.

Генераторы станции №1, 2, 3 типа ТВФ-120-2, генераторы ст. №5, 6 типа ТВФ-110-2Е, в блоках с двухобмоточными трансформаторами типа ТДЦ-125000/110 и генератор ст. №4 типа ТВФ-63-2Е, в блоке с двухобмоточным трансформатором типа ТДЦ-80000/110 подключены к шинам ОРУ 110 кВ. Схема распределительного устройства 110 кВ выполнена с двойной рабочей и обходной системами шин, с одним выключателем на цепь. Обе рабочие системы шин секционированы. На ОРУ 110 кВ установлены масляные выключатели типа У-110-2000-40 и ВМТ-110Б-40/2000.

Общие данные по генераторам и трансформаторам АПК ТЭЦ-2 представлены ниже в таб.1-3

Учитывая значимость ТЭЦ в энергосистеме принимаем главную схему с блочным соединением генераторов с повышающими трансформаторами (без поперечной связи на генераторном напряжении), с параллельной работой генераторов на высшем напряжении 110 кВ по схеме с двумя рабочими (1 СШ, 2 СШ) и одной обходной (ОСШ) системами шин на стороне ВН с ОРУ-110 кВ.

В целях ограничения токов КЗ системы шин секционированы на 2 секции (1 С 1 СШ, 1 С 2 СШ, 1 С ОСШ и 2 С 1 СШ, 2 С 2 СШ, 2 С ОСШ). Секции рабочих шин соединены секционными выключателями (QB-1 и Q-2), рабочие системы шин соединены разъединителями, обходная система шин соединена с рабочей шинообходными выключателями (ШОВ-1, ШОВ-2). Секции обходной системы шин соединены секционными разъединителями (QS ОСШ).

В данной схеме каждый элемент присоединяется через развилку двух шинных разъединителей, что позволяет осуществлять работу на любой системе шин.

Для большей надежности электроснабжения в цепях генератора устанавливаются выключатели (генераторный выключатель QG).

Питание собственных нужд (СН) и незначительной нагрузки 6 - 10 кВ осуществляется отпайкой от генераторного напряжения через трансформаторы СН и КРУ 6,3 кВ. Выбор мощности и типов основных трансформаторов (автотрансформаторов).

3.2 Выбор числа, мощности и типов трансформаторов собственных нужд

Мощность блочных основных трансформаторов связи выбирается с учётом потребителя СН.

S_ТР = 120 МВА

Р_Г-активная мощность генератора, МВт

Р_СН-активная мощность СН, МВт

Q_Г и Q_СН-реактивные мощности генератора и СН, МВар

Расход СН принимаем Р_СН% = 15%

а) Расход мощности на СН одного турбогенератора ТВФ - 120 - 2 (станционные 1,2,3)

Р_УСТ^СТАНЦ. = 510 МВт, установленная мощность генераторов станции проектная.

Q_СН = Р_СНЧ tg (8)

Q_СН = 8Ч0,75 = 6 Мвар

Q_Г = Р_ГЧ tg = (9)

Q_Г = 100Ч 0,75 = 75 Мвар



Определяем единичную мощность блочного трансформатора 1 GT,

б) Для генератора ТВФ-63-2 (станционный 4):

Р_СН = 0,08Ч Р_УСТ = 08Ч 63 = 4,9333 МВт

Q_СН = Р_СНЧ tg = 4,933Ч 0,75 = 3,699 Мвар

Q_Г = Р_ГЧ tg = 63Ч 0,75 = 47,25 Мвар

в) Для генератора ТВФ-110-2 (станционные 5 и 6):

Р_СН = 0,08Ч Р_УСТ = 0,08Ч 110 = 8,8 МВт

Q_СН = Р_СНЧ tg = 8,8Ч 0,75 = 6,6 Мвар

Q_Г = Р_ГЧ tg = 110Ч 0,75 = 82,5 Мвар

Выбор осуществляем по условию S_ТР^РАСЧS_КОН

а) S_ТР^РАСЧ = 115,00 МВА подходят трансформаторы типа ТДУ-

125000/110: S_НОМ^ТР = 125 МВА, U_ВН = 121±2Ч 2,5% кВ, U_НН = 10,5 кВ

б) S_ТР^РАСЧ = 72,58 МВА на ВН 110 кВ подходят трансформаторы типа

ТДУ-80000/110 S_НОМ^ТР = 80 МВА, U_ВН = 115±2Ч 2,5% Кв, U_НН = 10,5 кВ

в) S_ТР^РАСЧ = 126,5 МВА

с учётом коэффициента перегрузки (для данного типа трансформаторов по ГОСТ-14209-85 примем К_{П СИСТ} = 1,12; S_ТР МВА, отсюда вытекает, что опять подходит трансформатор типа ТДУ-125000/110.

Теперь обоснуем выбор трансформаторов СН:

ТСН выбираем по критерию:

S_СН^ТР-РА = Р_СнmaxЧ К_С, МВЧ А

Р_Снmax - мощность, затрагиваемая на питание СН блока (максимальная). Для случая

а) Р_{СН max} = 0,1Ч Р_НОМ^ГЕН = 0,1Ч 100 = 10 МВт;

б) Р_{СН MAX} = 0,1Ч Р_НОМ ^ГЕН = 0,1Ч 63 = 6,3 МВт;

в) Р_СН = 11 МВт.

К_С - коэффициент спроса (для пылеугольных станций К_С = 0,8).

а) S_СН = 10Ч 0,8 = 8 МВЧ А;

б) S_СН = 6,3Ч 0,8 = 5,04 МВЧ А;

в) S_СН = 11Ч 0,8 = 8,8 МВЧ А

В целях унификации оборудования и в силу того, что значения мощностей лежат в непосредственной близости друг от друга, примем тип и мощность трансформатора по большей мощности для всех блоков. Такой мощностью является 8,8 МВА.

Так же принимаем во внимание ВН (в нашем случае генераторное 10,5 кВ) и НН-U_НН = 6,3 кВ, S_НОМ = 25 МВ Ч А, с расщепленной обмоткой НН (для ограничения токов КЗ), ТРДНС-25000/10. Кроме того возможна установка двух трансформаторов для резервирования СН, мощность (суммарная) которая определяется из условия 1 штуки на 9 устанавливаемых однофазных единиц. Отсюда при 6 трёхфазных установочных трансформаторах на генераторном напряжении и на ВН-110 кВ, необходимо взять два трансформатора резервирования СН типа ТРДН мощностью 32 МВА и 40 МВА.

3.3 Расчёт токов КЗ

Для выбора электрооборудования, аппаратов, шин, кабелей необходимо знать токи КЗ.

Общая электрическая схема замещения.

В схеме сопротивление имеем дробное значение, где числитель-номер сопротивления, знаменатель-численное значение сопротивления.

Значение ЭДС источника в относительных единицах.

Связь с энергосистемой осуществляется по схеме «блок генератор-трансформатор» через ОРУ-110 кВ с двумя рабочими и обходной системами шин. На генераторном напряжении установлены выключатели генераторного напряжения 10.5 кВ.

Результирующая индуктивное сопротивление энергосистемы, включая эквивалентное сопротивление главной схемы АТЭЦ-2, по данным «Волгоградэнерго»: х_РЕЗ = 2.591 Ом; r_РЕЗ = 0.214 Ом, т.е. х_СИСТ = 4.97 Ом.

Расчет выполнен в относительных единицах.

Принимаем:

а) базовая мощность S_Б = 1000 МВЧ А

б) базовый ток

(10)

в) базовое напряжение для К1 U_СР = 115 кВ

Сопротивления генераторов G1, G2, G3:

х₁ = х₂ = х₃ = х_{dЧ (ном)} Ч Ом.

где - х_d- относительное сверхпереходное индуктивное сопротивление по продольной оси.

Сопротивление генератора G4:



х₄ = 1,86 Ом.

Сопротивления генераторов G5, G6:

х₅ = х₆ = 1,37 Ом.

Сопротивления трансформаторов 1GT, 2GT, 3GT, 5GT, 6GT:

х₇ = х₈ = х₉ = х₁₁ = х₁₂ = 1,33 Ом.

Сопротивление трансформатора 4GT:

Х₁₀ = 0,86 Ом.

Сопротивление энергосистемы: х_с = 4,97 Ом, в относительных единицах: х_С, в именованных:

Сворачиваем схему замещения относительно точки КЗ (К1):

Х₁₄ = (х₁ + х₇) // (х₂ + х₈) // (х₃ + х₉) =

Т.к. (х₁ + х₇) = (х₂ + х₈) = (х₃ + х₉)

То х₁₄ =

Результирующее сопротивление цепи генератора G4:

х₁₅ = х₄+х₁₀ = 1,86+1,33 = 3,19 Ом.

Результирующее сопротивление цепи генераторов G5 и G6:

Х₁₆ = (х₅+х₁₁)/(х₆+х₁₂); т.к. (х_{5 +} х₁₁) = (х_{6 +} х₁₂), то

Х₁₆ = 0,5Ч (х_{5 +} х₁₁) = 0,5Ч (1,37+0,86) = 1,12 Ом.

Результирующее сопротивление ветви энергосистемы (шин неизменного напряжения) х_С = 0,38 Ом (знак Ч опущен здесь и далее).

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:

I_ПО = (11)

Значения токов по ветвям генераторов G1, G2, G3:

I_ПО =

Генератора G4:

I_ПО =

Генераторов G5, G6:

I_ПО =

Энергосистемы:

I_ПО =

Суммарный ток периодической составляющей КЗ в точке К1 в начальный момент времени:

I_{ПО К1} = 7,09+1,70+5,06+13,21 = 27,06 кА

Ударный ток (i_у)

Максимальное мгновенное значение полного тока наступает обычно через 0,01с после начала процесса КЗ. Относительное название ударного тока, обозначается (i_у) и определяется для момента времени t = 0,01с.

i_у = I_ПТ+I_пмЧ (1+ или i_у = I_пмЧ К_У т.к.

I_пм = I_ПОЧ = I_ПТЧ = const

Тогда, I_у = К_УЧ I_ПТЧ = К_УЧ I_ПОЧ, кА,

где К_У = (1+ - ударный коэффициент затухания апериодической составляющей, зависящий от постоянной времени КЗ (Т_а).

I_ПТ - значение периодической составляющей в любой момент времени.

I_пм - амплитудное значение периодической составляющей тока КЗ.

Т_а = -постоянная времени тока КЗ.

Для упрощения расчётов воспользуемся средними значениями Т_а и К_У и определим ударные токи по ветвям:

а) генераторов G1, G2, G3 (блоки турбогенератор-повышающий трансформатор при мощности генераторов 100-200 МВт, Т_а = 0,26с, К_У = 1,965).

i_у = 1,965Ч 7,09Ч = 19,70 кА

б) генераторы G4 (блок турбогенератор 60 МВт-повышающий трансформатор на стороне ВМ при U_ГЕН = 10,5 кВ, Т_а = 0,15с, К_У = 1,935).

i_у = 1,935Ч 1,70Ч = 4,65 кА

в) генераторов G5 и G6 (Т_а = 0,26с, К_У = 1,965).

i_у = 1,965Ч 5,06Ч = 14,06 кА

г) энергосистемы (Т_а = 0,025с, К_У = 1,662).

i_у = 1,662Ч 13,21Ч = 31,04 кА

Суммарный ударный ток трёхфазного КЗ в точке К1:

i_{у К 1} = 19,70+4,65+14,06+31,04 = 69,45 кА

апериодическая составляющая тока КЗ в точке К1:

где - время отключения КЗ, определяется по времени действия основных релейных защит (t_РЗ) и полному времени отключения (t_ОТК.В)

Для выключателей ОРУ-110кВ t_ОТК.В = 0,08с. Так как расчёт ведём по максимальному значению тока КЗ (I_ПТ = max) то t_РЗ = 0,01с, тогда

t_ОТК = t_ОТК.В+t_РЗ = 0,01+0,08 = 0,09 с.

Апериодическая составляющая тока КЗ от:

а) генераторов G1, G2, G3 (Т_а = 0,26с).

б) генераторы G4 (Т_а = 0,15с).

в) генераторов G5 и G6 (Т_а = 0,26с).

г) энергосистемы (Т_а = 0,025с).

суммарное значение:

i_а = 7,093+1,320+5,062+5,100 = 18,575 кА

Периодическая составляющая тока КЗ в любой момент времени в точке К1:

а) генераторов G1, G2, G3:

I_ПОГ = 7,09 кА, I_НОМ =

по кривым имеем, а следовательно

I_П = 0,875Ч I_ПО = 0,875Ч 7,09 = 6,20 кА

б) генератор G4

I_ПО = 1,70кА,

I_П = 0,83Ч I_ПО = 0,83Ч 1,70 = 1,41 кА

в) генераторов G5 и G6.

I_ПО = 5,06кА,

отсюда имеем, а следовательно

I_П = 0,86Ч I_ПО = 0,86Ч 5,06 = 4,35 кА

г) энергосистемы: (ток поступающий от шин неизменного напряжения принимается неизменным во времени)

I_П = I_ПО = 13,21 кА

Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К1 для момента времени: t = 0,09 c

I_П = 6,20+1,41+4,35+13,21 = 25,17 кА

Импульс квадратичного тока КЗ (для оценки термической стойкости оборудования)

В_К = I_ПО² Ч (t_ОТК+Т_а) = 27,06² Ч (0,17 + 0,14) = 227 кА²Ч с, где

I_{ПО К1} = 27,06 кА, t_ОТК = t_РЗ + t_ОТК.В = 0,17 с, Т_а = 0,14 с

Значения расчетных токов КЗ сведем в таблицу.

Таблица 1

Сводная таблица токов КЗ

Точка К.З.	Источник	IПО кА	IПО кА	IПО кА	IПО кА	IПО кА
К 1	G1,G2,G3	7,09	6,20	19,70	7,09	---
	G4	1,70	1,41	4,65	1,32	---
	G5,G6	5,06	4,35	14,06	5,06	---
	Система	13,21	13,21	31,04	5,10	---
	Сумма	17,06	25,07	69,45	18,57	227,00

3.4 Выбор коммутационной аппаратуры

Выбор выключателей и разъединителей производится по важнейшим параметрам:

- по напряжению установки U_УСТU_НОМ

- по длительному току I_НОРМ I_НОМ; I_МАХI_НОМ

- по отключающей способности:

а) на симметричный ток отключения по условию I_ПI_{ОТК.НОМ}; кА.

б) возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ

I_{а НОМ} = (12)



где I_{а НОМ} - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени;

_Н - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, % по каталогам,

I_а - апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов, кА,

- наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов, = t_З.МИН+t_С.В., с,

t_З.МИН = 0,01 с.- минимальное время действия релейной защиты,

t_С.В.- собственное время отключения выключателя, с.

Если условия I_П I_{ОТК.НОМ} соблюдаются, а i_{а а.НОМ}, то допускается производить проверку, по отключающей способности, по полному току КЗ.

- по включающей способности: I_УI_ВКЛ; I_ПОI_ВКЛ , где i_У - ударный ток КЗ в цепи выключателя,

I_ПО - начальное значение периодической составляющей, кА,

I_ВКЛ - номинальный ток включения выключателя (действующее значение периодической составляющей), кА,

i_ВКЛ - наибольший пик тока включения (по каталогу).

Заводами изготовителями соблюдается условие:

i_ВКЛ = К_УЧ Ч I_ВКЛ (13)

где К_У = 1,8-ударный коэффициент нормированный, для выключателей. Проверка по двум условиям необходима потому, что для конкретной системы К_У может быть более 1,8.

- на электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ: I_ПОI_ДИН; i_Уi_ДИН,

где i_ДИН - наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу,

I_ДИН - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ.

Проверка по двум условиям производится по тем же соображениям, которые указаны в предыдущем пункте.

- на термическую стойкость выключатели проверяются по тепловому импульсу тока КЗ:

В_КI_ТЕР²Ч t_ТЕР (14)

где В_К - тепловой импульс тока КЗ по расчету,

I_ТЕР - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу, кА,

t_ТЕР - длительность протекания тока термической стойкости (по каталогу), с.

автоматизация электроснабжение теплоэлектроцентраль

3.5 Выключатели на генераторном напряжении

Расчетный ток продолжительного режима в цепи генератора определяется по формулам:

Для генераторов G1, G2, G3:

Для генератора G4:

Для генераторов G5, G6:

В целях взаимозаменяемости и унификации применяемого оборудования устанавливаем на всех генераторах однотипные выключатели по параметрам генераторов G5 и G6. Выбираем выключатель масляный ВГМ-20-90/11200 У3 (выключатель генераторный масляный, 20 кВ, номинальный ток отключения 90 кА, для умеренного климата, закрытой установки). Разъединитель - РВРЗ-20-8000.



3.6 Расчетные и каталожные данные выключателя и разъединителя на генераторном напряжении 10,5 кВ

Таблица 2

Каталожные данные

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГМ - 20 - 90/11200 У3	Разъединитель РВРЗ - 20 - 8000
UДЕЙСТВ. = 10,5 кВ	UНОМ = 20 кВ	UНОМ = 20 кВ
IMAX = 7958 А	IНОМ = 11200 А	IНОМ = 8000 А
IА = 22,30 кА	IА НОМ = 1,41 Ч0,2 Ч90 = 25,45 кА	-
iУ = 96,03 кА	iДИН = 320 кА	iДИН = 320 кА
IП = 35,74 кА	IОТК.НОМ = 90 кА	-
BК = 5135 кА2/с	IТЕР2 Ч tТЕР = 1252 Ч4 = 62500 кА2 Чс	IТЕР2 Ч tТЕР = 1252 Ч4 = 62500 кА2 Ч с

Выбор выключателя и разъединителя обусловлен величиной длительно допустимого тока 11200 = I_НОМI_MAX.РАСХ = 7958 А.

Выключатели и разъединители в схеме сборных шин ОРУ-110 кВ (в цепи блока генератор-трансформатор).

Расчетный ток продолжительного режима в цепи блока генератор-трансформатор определяется по наибольшей электрической мощности генератора (генераторы G5 и G6 ТВФ-110-2ЕУ3 единичной мощностью S = 137,5 МВЧ А):

I_НОРМ = I_{НОМ. Т} = А,

I_MAX (1,3-1,4)Ч I_{НОМ.Т =} 939 А.

Расчётные токи КЗ принимаем с учетом того, что все цепи на стороне ВН проверяются по суммарному току КЗ на шинах (точка К1).

I_ПО = 27,06кА, I_п = 25,17 кА, i_У = 69,45 кА, i_А = 18,57 кА,

B_К = 27,06²Ч (0,17+0,14) = 227 кА²Ч с



Выбираем масляный баковый выключатель типа У-110-2000-40У1 (серия «Урал», 110 кВ, 2000 А, ток отключения 40 кА, для умеренного климата, открытой установки). Привод к выключателю ЩПЭ-44У1.

Выбираем по каталогу разъединитель типа РНДЗ-2-110/2000 У1 (разъединитель наружной установки, двухколонковый, с двумя заземляющими ножами, на 110 кВ, 2000 А). Привод ПРН-110 М. Все расчетные и каталожные данные сведены в таблицу.

Таблица 3

Таблица расчетных и каталожных данных для выключателя и разъединителя 110 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель У110 - 2000 - 40У1	Разъединитель РНДЗ-2-110/2000У1
UУСТ = 110 кВ	UНОМ = 110 кВ	UНОМ = 110 кВ
IMAX = 939 А

Подобные документы

• Проектирование теплоэлектроцентрали ТЭЦ-300 МВт

  Разработка теплоэлектроцентрали ТЭЦ-300 МВт. Технико-экономическое сравнение двух вариантов структурных схем, выбор генераторов, блочных трансформаторов и трансформаторов связи, расчет количества линий, особенности схем распределительных устройств.
  
  курсовая работа [716,9 K], добавлен 29.04.2011
  

• Проект теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)

  Расчет тепловой нагрузки и построение графика. Предварительный выбор основного оборудования: паровых турбин и котлов. Суммарный расход сетевой воды на теплофикацию. Расчет тепловой схемы. Баланс пара. Анализ загрузки турбин и котлов, тепловой нагрузки.
  
  курсовая работа [316,0 K], добавлен 03.03.2011
  

• Выбор оптимального варианта энергоснабжения района

  Расчет технологической нагрузки теплоэлектроцентрали и годового расхода топлива на ТЭЦ. Расчет конденсационной электростанции и технико-экономических показателей котельной. Сравнение вариантов энергоснабжения по чистому дисконтированному доходу.
  
  курсовая работа [139,5 K], добавлен 09.03.2012
  

• Расчет энергетических показателей и подбор оборудования ТЭЦ

  Главное преимущество теплоэлектроцентрали. Конденсационные турбины с отбором пара. Характеристики паровых котлов. Выбор питательных насосов и деаэраторов, подбор градирен. Коэффициент полезного действия турбоустановки по производству электроэнергии.
  
  курсовая работа [94,3 K], добавлен 24.01.2014
  

• Описание объекта энергоснабжения и расчет тепловых нагрузок

  Модернизация и повышение эффективности энергопотребления на ОАО "Борисовдрев". Расчет теплопотребления района теплофикации. Назначение и характеристика котельной. Расчет и анализ балансов энергии и эксергии; контрольно-измерительные приборы и автоматика.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 03.04.2012
  

• Проект тепловой части ТЭЦ мощностью 330 МВт, расположенной в г. Пенза

  Составление принципиальной тепловой схемы теплоэлектроцентрали проектируемой электростанции. Обоснование выбора типа и количества турбин энергетических и водогрейных котлов. Расчет потребности станции в технической воде и выбор циркуляционных насосов.
  
  дипломная работа [1,7 M], добавлен 16.06.2015
  

• Организационно-экономическое обоснование схем энергоснабжения промышленного предприятия (района)

  Тепловая нагрузка промышленного района. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов для комбинированной схемы энергоснабжения. Расчет капитальных вложений и эксплуатационных затрат при комбинированной и раздельной схемах энергоснабжения.
  
  курсовая работа [168,7 K], добавлен 12.01.2015
  

• Проектирование теплоэлектроцентрали

  Выбор и обоснование схемы электрических соединений и схемы электроснабжения потребителей собственных нужд теплоэлектроцентрали, расчет токов короткого замыкания. Критерии подбора электрических аппаратов и проводников, измерительных трансформаторов.
  
  дипломная работа [672,1 K], добавлен 20.04.2011
  

• Проектирование ТЭЦ – теплоэлектроцентрали

  Выбор генераторов главной схемы КЭС, трансформаторов напряжения, линий электропередачи и секционных реакторов. Определение расчетных токов продолжительного режима в цепях электростанции. Принципиальная схема управления и сигнализации выключателем.
  
  курсовая работа [3,5 M], добавлен 22.05.2015
  

• Проект тепловой части ГРЭС мощностью 160 МВт (Омская область)

  Выбор типа и количества турбин и котлов. Составление и описание принципиальной тепловой схемы электростанции. Определение часового расхода топлива энергетических и водогрейных котлов. Определение выбросов ТЭЦ в атмосферу, расчет и выбор дымовой трубы.
  
  дипломная работа [505,3 K], добавлен 15.01.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам