Разработка электрической части ТЭЦ 800 МВт

Введение

Стратегия развития электроэнергетики россии на период до 2030 г.

Основные проблемы текущего состояния электроэнергетики России:

* Нарастающий дефицит мощности в ряде энергосистем страны (Московской, Ленинградской, Тюменской и др.) и связанный с этим отказ в присоединениях к сетям новых потребителей и введение различного рода ограничений потребителей.

* Лавинообразное нарастание процесса старения основного оборудования электростанций и сетей.

* Недостаточные объемы инвестиций в электроэнергетику — до 2006 года.

* Снижение экономической эффективности работы отрасли (рост потерь электроэнергии, рост удельной численности персонала отрасли, снижение эффективности использования капитальных вложений).

* Нерациональная политика цен на первичные энергоресурсы, при которой угольные электростанции являются неконкурентоспособными и не могут развиваться.

* Резкое сокращение кадрового, научно-технического, строительно-монтажного потенциала отрасли.

* Сокращение потенциала в отраслях отечественного энергомашиностроения и электромашиностроения, серьезное отставание в сфере разработок, освоения и внедрения новых технологий производства, транспорта, распределения и потребления электроэнергии.

Главные цели стратегии:

* Полное удовлетворение потребностей экономики и населения в электроэнергии и тепле с использованием собственных энергетических ресурсов и высокоэффективных технологий.

* Обеспечение энергетической безопасности страны

* Повышение эффективности производства, транспорта, распределения и использования электроэнергии до уровня развитых мировых держав.

* Обеспечение надежности работы ЕЭС России и надежности электроснабжения потребителей на уровне развитых стран.

* Выполнение экологических нормативов в соответствии с принятыми международными обязательствами и национальными стандартами.

Пути достижения указанных целей:

* Развитие генерирующих мощностей и электрических сетей на основе оптимальных решений, обеспечивающих минимизацию затрат в рыночных условиях (с учетом имеющих рисков) на развитие электроэнергетики.

* Широкое внедрение новых высокоэффективных технологий производства, транспорта и распределения электроэнергии и, тем самым, построение электроэнергетики на качественно новом технологическом уровне.

* Создание эффективной системы управления функционированием и развитием ЕЭС, ОЭС и региональных энергосистем, обеспечивающей минимизацию затрат в новых либерализованных условиях.

* Эффективная политика государства в электроэнергетике.

1. Выбор генераторов Согласно заданию на курсовой проект на станции установлено пять генераторов по 160МВт.

Принято: ТВВ-160−2ЕУ3 (3. с. 76 т.2.1)

Таблица 1 — Технические данные генераторов

2. Выбор двух вариантов схем Согласно заданию необходимо разработать электрическую часть ТЭЦ 800 МВт.

Питание потребителей осуществляется на стороне 10кВ по двадцати кабельным линиям мощностью 39,6/32,4 МВт каждая.

Связь с энергосистемой осуществляется на стороне 220кВ по четырем воздушным линиям.

Топливо на станции — мазут.

Место сооружения — Западная Сибирь.

С учётом надёжности электроснабжения потребителей составляем два варианта схем.

Рис. 1

1 вариант В этом варианте все генераторы работают в блоке на шинах 220кВ.

Шины 10кВ запитаны через три понижающих трансформатора на генераторном напряжении.

Рис. 2

2 вариант В отличие от первого варианта шины 10 кВ запитаны от двух трансформаторах на генераторном напряжении.

3. Выбор силовых трансформаторов

Таблица 2 — Таблица нагрузок

n=7% K_c=0,8 (Р. с. 445 т.5.2)

3.1 Выбор блочных трансформаторов

Принято:

1 вариант 2хТДЦ-200 000/220 (3 с.156)

2 вариант 3хТДЦ-200 000/220 (3 с.156)

3.2 Выбор трансформаторов связи

1 вариант Принято: 3хТДЦ-200 000/220 (3. с.156)

2 вариант

Принято: 2хТДЦ-200 000/220 (3. с.156)

3.3 Выбор трансформаторов

1 вариант Принято: 3хТРДНС-25 000/35 (3. с.130)

2 вариант

Принято: 2хТРДНС-40 000/20 (3. с.134)

Таблица 3 — Технические данные трансформаторов

генератор трансформатор ток распределительный

4. Технико-экономическое сравнение вариантов схем

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами:

З=p_nК+И+У где: Ккапиталовложение на сооружение электроустановки, тыс.руб.;

p_n=0,12 — нормативный коэффициент экономической эффективности Игодовые эксплуатационные издержки, тыс.руб.

Уущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс.руб.(в учебном проектировании не учитывается) Таблица 4 — Капитальные вложения

4.1 Потери электроэнергии в трансформаторах

4.2 Годовые эксплуатационные издержки где: — отчисления на амортизацию и обслуживание, %

— потери электроэнергии,

— стоимость потерь электроэнергии, коп/()

(8. с.135)

(5. с.261)

4.3 Минимальные приведенные затраты Таблица 5 — Приведенные затраты

Второй вариант экономичней, поэтому принят к дальнейшим расчетам.

5. Выбор и обоснование схем РУ На стороне 220кВ количество присоединений — девять. Согласно НТП принята схема — две секционированные системы шин с обходной.

Для РУ 110−220 кВ с большим числом присоединений применяется схема с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь. Как правило, обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения половины присоединений определяется длительностью переключений. Рассмотренная схема рекомендуется для РУ 110−220 кВ на стороне ВН и СН на электростанциях при числе присоединений семь.

Следует отметить, что для РУ 110−220 кВ существенными становятся недостатки этой схемы:

— отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линии, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения.

— ликвидация аварии затягивается, так как все операции по переходу с одной системы на другую производятся разъединителями. Если источниками питания являются мощные блоки турбогенератор-трансформатор, то пуск их после сброса нагрузки на время более 30 мин. может занять несколько часов;

— повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т. е. приводит к отключению всех присоединений;

— большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;

— необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

На стороне 10кВ количество присоединений — двадцать четыре, согласно НТП принята схема две несекционированные системы шин с обходной.

Наиболее простой схемой электроустановок на 6−10кВ является схема несекционированная система шин с обходной. Источники питания в схеме присоединяются к сборным шинам с помощью выключателей и разъединителей. Для отключения присоединения используется один выключатель.

Основные достоинства схемы:

1. Однотипность и простота операций с разъединителями, благодаря чему снижается аварийность из-за неправильных действий персонала.

2. Возможность использования комплектных РУ, что позволяет снизить стоимость монтажа, широко использовать механизацию.

Недостатки схемы:

1. При ремонте сборных шин или шинных разъединителей необходимо снять напряжение с шин, что приводит к перерыву электроснабжения всех потребителей.

2. КЗ на сборных шинах вызовет отключение всех источников питания, следовательно, потерю электроснабжения всех потребителей.

генератор трансформатор ток распределительный

6. Выбор схемы собственных нужд и ТСН Питание СН осуществляется от рабочих ТСН, подключенных к блокам на генераторном напряжении глухой отпайкой. Количество ТСН соответствует количеству генераторов — пять.

Так как на станции установлено пять рабочих ТСН, то принимается два РТСН, подключенный к шинам ОРУ-220 кВ.

6.1 Выбор ТСН и РТСН Принято:

ТРДНС-25 000/35 (3. с.130)

ТРДН-32 000/220 (3. с.156)

7. Расчет токов короткого замыкания расчет токов короткого замыкания производится для выбора электрических аппаратов и токоведущих частей и для выбора установок релейной защиты и автоматики.

7.1 Расчетная схема Рис. 3

G1,G2,G3,G4,G5: ТВВ-160−2ЕУ3 S_ном=188МВА Хd''=0,213

T1,T2,T3,T4,T5: ТДЦ-200 000/220 S_ном=200МВА U_K=11%

Т6,Т7: ТРДНС-40 000/20 S_ном=40МВА U_K=12,7%

7.2 Схема замещения и расчет сопротивлений Расчёт ведётся в относительных единицах, при базовых условиях S_б=1000 МВА Рис. 4

Система Линии Трансформаторы Генераторы

7.3 Преобразование схемы относительно К-1

рис. 5

рис. 6

7.4 Расчет токов относительно К-1

Ветвь С

(8. с.130)

(8. с.150)

Ветвь G1-G5

7.5 Преобразование схемы относительно К-2

Рис. 7

Рис. 8

7.6 Расчет токов относительно К-2

Ветвь С Ветвь G1-G4

Ветвь G1-G4

7.6 Преобразование схемы относительно К-3

рис. 9

Рис. 10

Рис. 11

7.8 Расчет токов относительно К-3

Ветвь С Ветвь G1-G5

Таблица 6 — Cводная таблица токов короткого замыкания

8. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей

8.1 В цепи блока

8.1.1 На стороне ВН

Выбор выключателя и разъединителя

U_уст? U_ном U_уст = 220 кВ

I_норм? I_ном I_норм = 524,86 А

I_max? I_max I_max = 524,86 А Принято:

выключатель: ВГТ-220-II-40/25 000У1 (6. с.72)

разъединитель: РНД3.1.2−220/1000ХЛ1 (3. с.271)

Таблица 7 — Каталожные данные

(8. с.206)

Ветвь С Ветвь G1-G5

(8. с.152)

Выбор ошиновки

I_норм= 524,86 А (8. с. 233 т.4.5)

Т_max=5200ч.

Принято с минимальным сечением: АС-600/72 (8. с. 624 т.3.3)

Проверка:

— по нагреву

I_max= 524,86 А < I_доп = 1050 А

— на схлестывание не производится, т. к I_по= 10,04 кА < 20 кА

— на коронирование

D=400 см

провод проходит по всем параметрам Выбор трансформатора тока

U_уст? Uном U_уст = 220 кВ

I_норм? Iном I_норм = 524,86 А

I_max? Iном I_max = 524,86 А

Принято: ТФЗМ-220Б-III-600/5ХЛ1 (3. с.306)

Таблица 8 — Расчетные и каталожные данные

Проверка трансформатора тока по вторичной нагрузке

Таблица 9 — Вторичная нагрузка трансформатора тока

Общее сопротивление приборов

Допустимое сопротивление соединительного кабеля

Принят контрольный кабель КРВГ- 4 мм²

Трансформатор тока будет работать в классе точности — 0,5

Выбор ограничителя перенапряжения

Uуст? Uном Uуст = 220 кВ Принято: ОПН-220 ХЛ1 (3. с.366)

8.1.2 На стороне НН

Выбор пофазно-экранированного токопровода Выбор производится по экономической плотности тока.

Принято: ГРТЕ-20−10 000−300 (3. с.540)

Таблица 10 — Расчётные и каталожные данные

Таблица 11 — Технические данные

Проверка трансформатора тока Таблица 12 — Расчетные и каталожные данные

Таблица 13 — Вторичная нагрузка трансформатора тока

Принято: КРВГ-2,5 мм ²

Трансформатор тока будет работать в классе точности — 0,5

Проверка трансформатора напряжения

Принято: ЗОМ-1−18 (3. с.540)

Таблица 14 — Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Для соединения трансформатора напряжения с приборами применяется контрольный кабель, алюминиевый с сечением 2.5мм² по условию механической прочности.

8.2 В цепи КЛ 10кВ

8.2.1 Выбор выключателя и КРУ

Uуст? Uном Uуст = 10 кВ

Iнорм? Iном Iнорм = 137,61 А

Imax? Imax Imax = 275,22 А

Принято:

выключатель — ВВЭ-М-10−20-У3 (6. с.92)

КРУ — К-104 (3. с.512)

Таблица 15 — Каталожные данные

(8. с.206)

Ветвь С Ветвь G1-G5

8.2.2 Выбор трансформатора тока

U_уст? Uном U_уст = 10 кВ

I_max? Iном I_max = 275,22 А

Принято: ТПЛК-10−300/5У3 (3. с.294)

Проверка трансформатора тока по вторичной нагрузке Таблица 16 — Расчетные и каталожные данные

Таблица 17 — Вторичная нагрузка трансформатора тока

Общее сопротивление приборов

Допустимое сопротивление соединительного кабеля

Принят контрольный кабель КРВГ- 2,5 мм²

Трансформатор тока будет работать в классе точности — 0,5

Выбор комплектного РУ-10 кВ Для РУ 6−10 выбираю КРУ для внутренней установки с вакуумным выключателем ВВЭ серии К-104.

Шкаф КРУ состоит из шестого металлического корпуса, внутри которого расположена вся аппаратура.

Для безопасности обслуживания локализации аварии корпус разделен на отсеки металлическими перегородками и автоматически закрывающимися шторками.

Выключатель с приводом установлен на выкатной тележке.

В верхней и нижней частях тележки расположены подвижные разъединяющие контакты, которые при вкатывании тележки в шкаф замыкается с шинным и линейным неподвижным контактов. При выкатывании тележки с предварительно отключенным выключателем разъединенные контакты отключаются, и выключатель при этом будет отсоединен от сборных шин и кабельных вводов.

8.2.3 Выбор ошиновки

Принято: А [30×4] (8. с. 624 п.3.4)

Проверка

— проверка на термическую стойкость

— проверка на электродинамическую стойкость

— не проходит на электродинамическую стойкость Принимаем: А [40×4] (8. с. 624 п.3.4)

9. Описание конструкции ОРУ — 220 кВ Распределительное устройство, расположенное на открытом воздухе называется открытым распределительным устройством (ОРУ). Все аппараты ОРУ располагаются на не невысоких железобетонных фундаментах.

Расстояния между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ выбираются в соответствии с требованиями ПУЭ. По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации, монтажа и ремонта оборудования, Сборные шины и ошиновки выполняются из многопроволочных проводов. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах.

Под силовыми трансформаторами предусматривается маслоприёмник, укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики, прокладываются в лотках из ж/б конструкций без заглубления их в почву.

ОРУ 220кВ по схеме «две секционированные системы шин с обходной «. Все выключатели ВГТ-220-II-40/25 000У1 располагаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание.

Такие ОРУ называются однорядными.

Каждый полюс разъединителей РНД3.1.2−220/1000ХЛ1 второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение позволяет выполнить соединение линейных разъединителей непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель. Эти разъединители имеют полюсное управление.

1. Правила устройства электроустановок.- 7-е издВсе действующие разделы ПУЭ-7, 5-й выпуск, стер. — Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2011. 512 с.

2. Нормы технологического проектирования электрических станции и тепловых сетей ВНТН — 81. Минэнерго ССС, 1981.

3. Неклепаев Б. Н. Крючков И.П. Электрическая часть электрических станций и подстанций. Справочные материалы для КП и ДПМ. Энергоатомиздат, 1989.

4. Справочник по проектированию подстанций 35−500кВ. под ред. С. С. Рокотян и Я. С. Самойлова. — М. Энергоатомиздат, 1982.

5. Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Д. Л. Файбисовича. — М. Издательство НЦ ЭНАС, 2005.

6. Ведешников Н. А. Электрические аппараты высокого напряжения. Выключатели. Том1. Справочник. — М.; Информэлектро, 2002, — 196с.

7. Чунихин А. А., Галтеева Е. Ф., Мданова С. А. комплектные электрические устройства. Том1. Справочник. — М; Информэлектро, 1999, — 168с.

8. Рожкова Л. Д. Козулин В.С. «Электрическое оборудование электрические станций и подстанций» — М. Энергоатомиздат, 1987.