Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

Диплом - Проектирование тепловой электростанции - файл Диплом.doc


Загрузка...
Диплом - Проектирование тепловой электростанции
скачать (9517 kb.)

Доступные файлы (2):

Диплом.doc12132kb.28.05.2010 04:17скачать
Содержание.doc45kb.28.05.2010 15:24скачать

Диплом.doc

  1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11
Реклама MarketGid:
Загрузка...

Реферат


Пояснительная записка лист(ов), рисунков, таблиц, лист(ов) формата A1, источника, приложений.

ТЕПЛОВАЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ, ТУРБИНА, ГЕНЕРАТОР, ТРАНСФОРМАТОР, ТОК, НАПРЯЖЕНИЕ, МОЩНОСТЬ.

Объектом разработки является тепловая электростанция мощностью 200 МВт.

Цель работы - спроектировать тепловую электростанцию мощностью 200 МВт.

В процессе работы проводился выбор схемы проектируемой ТЭС, осуществлен выбор основного оборудования электростанции, рассчитаны токи короткого замыкания, выбор релейной защиты блока генератор-трансформатор.

В результате проделанной работы была спроектирована тепловая электростанция мощностью 200 МВт, имеющая возможность снабжать близлежащий город тепловой энергией и паром промышленные предприятия. Степень внедрения возможно будет построена через несколько лет.

Эффективность спроектированной ТЭС определяется видом топлива (уголь), передачей электроэнергии в систему (порядка 120 - 130 МВт при работе на полную мощность), приспособленностью к проведению ремонтных работ, экономической целесообразностью. Спроектированная ТЭС может быть применена в любой местности Российской Федерации, вблизи месторождений угля, подходящей по климатическим условиям.

Основные конструктивные и технико-эксплуатационные характеристики: поэтапный ввод в эксплуатацию турбоагрегатов, быстрая окупаемость.

Введение


Техника производства, передачи и распределения электрической энергии непрерывно совершенствуется весьма быстрыми темпами. По мере развития науки и техники происходит существенное усовершенствование принципов работы и конструкций электрического оборудования энергетических систем и их главною звена - электрических станций.

Электрическая станция представляет собой энергетическое предприятие, на котором энергия природных источников преобразуется в энергию электрического тока. Отсюда электроэнергия выдается потребителям через ряд электроустановок, на которых производится ее дальнейшее преобразование и распределение.

В зависимости от используемых первичных энергоресурсов электростанции разделяются на тепловые (КЭС и ТЭЦ), гидравлические (ГЭС), ветряные, атомные, геотермические и др.

Первичные двигатели паровые турбины или гидротурбины совместно с генераторами образую! соответственно турбо- или гидроагрегаты, представляющие основное энергосиловое оборудование станции.

Наиболее распространенный тип тепловой электростанции представляет собой конденсационную станцию (КЭС), на которой отработавший пар выбрасывается в конденсатор. Обычно большинство КЭС сооружается вблизи мест нахождения топливных энергоресурсов, в удалении от промышленных центров.

Второй тип тепловых станций ТЭЦ теплоэлектроцентрали с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии. При установке турбин с отбором или противодавлением используется тепло отработавшего пара, за счет чего ТЭЦ может, помимо электроэнергии, давать тепловую энергию в виде пара или горячей воды для
промышленных целей и отопления. Централизованное теплоснабжение от электростанций с использованием тепла отработавшего пара дает большую экономию тепла и топлива. Благодаря использованию тепла отработавшего пара полный к. п. д. ТЭЦ выше, чем КЭС, и достигает 60 - 70 % и более.

При проектировании электростанции стараются использовать типовые решения, схемы и элементы, что приводит к унификации оборудования станции и как следствие к удешевлению обслуживания и проектировочной стоимости. Но на практике, при проектировании электростанции приходиться учитывать особенности месторасположения и другие исходные условия.

Развитие промышленности и сельского хозяйства неразрывно связано с ростом энергопотребления. Строительство электростанции, например, в Восточной Сибири обусловлено увеличением мест добычи полезных ископаемых. Электростанция предназначена для питания электроэнергией близлежащий юрод, а избыток электроэнергии продавать в энергосистему, снабжать город тепловой энергией и снабжать промышленные предприятия паром. Данная электростанция является типичной, подобных электростанций в нашей стране не мало.

На электростанции будут установлены современные системы очистки выхлопных газов и воды.

В данном проекте осуществляется выбор места под электростанцию, размещение зданий и сооружений, выбор турбин, генераторов, котлоагрегатов, трансформаторов, схема соединения электростанции и системы, выбор схемы собственных нужд, расчет токов короткого замыкания, выбор релейной защиты блока генератор - трансформатор, произведен расчет капиталовложений в строительство и срок окупаемости проекта, разрабатываются меры по обеспечению безопасной эксплуатации электростанции.

Целью данного проекта является разработка схемы типичной электростанции.

^

1 Проектирование тепловой электростанции

1.1 Сооружения и инженерные коммуникации проектируемой электростанции


Под площадкой электростанции понимается собственно промплощадка ТЭС, на которой размешены все основные сооружения, а также земельные участки, необходимые для размещения других объектов, входящих в комплекс сооружения ГЭС (водохранилище, золошлакоотвалы, склад топлива и слабоактивных отходов, очистные сооружения, открытые распределительные устройства и т.д.), включая объекты жилищно-гражданского строительства, трассы подъездных железных и автомобильных дорог и коридоры для линий электропередачи.

Выбор площадки новой электростанции является начальным и одним из наиболее ответственных этапов проектирования, так как принятое решение в значительной мере определяет сроки и стоимость строительства, возможность эффективной эксплуатации объекта

Вопрос о размещении энергетического объекта решается последовательно, начиная с разработки перспективного плана развития отрасли и кончая утверждением проекта электростанции.

Руководствуясь утверждённой схемой развития энергосистемы, разрабатываются обосновывающие материалы строительства ТЭС, в которых определяются конкурентные пункты размещения и на основе их технико-экономического сравнения и согласований с заинтересованными организациями и ведомствами устанавливается район строительства. В обосновывающих материалах строительства определяется единичная мощность агрегатов, их количества и род топлива.

Для размещения проектируемой ТЭЦ необходима строительная площадь около 3,6 гектар, из расчета 0.01-0,03 га/МВт. При этом не учитывается территория, на которой размещены: склад топлива, железнодорожные станции с разгрузочными устройствами,
золошлакоотвалы, которые выносятся за пределы строительной площадки.

Проектируемая ТЭЦ размещается вблизи центра тепловых нагрузок, на землях малопригодных для сельскохозяйственных работ. При этом учитывается дальнейший рост электрической нагрузки, роза ветров и требования норм санитарной безопасности.
^

1.1.1 Генеральный план ТЭЦ


Кроме того, учитываются такие факторы как, рельеф местности, качество грунта и уровень грунтовых вод, наличие железнодорожных магистралей, автомобильных дорог, местных строительных материалов и так далее. /1/

Основное требование предъявляемое к генплану ТЭЦ - компактное расположение сооружений на площадке строительства. /1/

При разработке генерального плана учитывается возможность дальнейшего расширения проектируемой ТЭЦ. Для чего в створе главного здания, со стороны временного горца не предусматриваются объекты препятствующие его расширению.

Сооружения и объекты располагаются в соответствии с последовательностью технологического процесса. Расстояния между зданиями и сооружениями принимаются исходя из нормируемых показателей.

Генеральный план проектируемой ТЭЦ представлен на рисунке 1.1 Главное здание станции рекомендуется располагать, возможно, ближе к источнику водоснабжения. В зависимости от мощности станции и рельефа местности распределительное устройство обычно располагают за угольным складом или со стороны постоянного торца главного корпуса. Здания и сооружения, к которым должны подаваться железнодорожные, желательно располагать с максимальным приближением к железнодорожным путям. Ввод постоянных железнодорожных путей на площадку может быть осуществлён со стороны как временного, так и постоянного торца главного корпуса. Постоянный железнодорожный путь обязательно подводится к машинному отделению главного корпуса. /1/



Рисунок 1.1 Генеральный план ТЭС




  1. Главный корпус

  2. Генераторы

  3. Котлоагрегаты

  4. Дымовые трубы

  5. Автодорога

  6. Материальный склад

  7. Склад топлива

  8. Ж/д ветка

  9. Вагоноопрокидыватель

  10. Механическая мастерская

  11. Мазутное хозяйство

  12. Дробильный корпус

  13. Xимводоотчистка

  14. Транспортная галерея

  15. Корпус управления (инженерно-бытовой комплекс)

  16. Градирни

  17. Масляное хозяйство

  18. Трансформаторная мастерская




  1. РУ 110 кВ

  2. Трансформаторы

  3. Главный щит управления

  4. Распределительное устройство генераторного напряжения с ячейками КРУ 10 кВ

  5. Водоток
^

1.1.2 Компоновка главного мания


Главное здание станции рекомендуется располагать возможно ближе к источнику водоснабжения. В зависимости от мощности станции и рельефа местности распределительное устройство обычно располагают за угольным складом или со стороны постоянною торца главного корпуса 'Здания и сооружения, к которым должны подаваться железнодорожные, желательно располагать с максимальным приближением к железнодорожным пулям Ввод постоянных железнодорожных нулей на площадку может быть осуществлён со стороны как временного, лак и постоянною торна главною корпуса. Постоянный железнодорожный нуль обязательно подводился к машинному отделению главного корпуса. /1/

В состав главного здания входят: котельное и турбинное отделение и многоэтажное промежуточное помещение, включающее совмещенную бункерную и деаэраторную этажерку.

Служебные помещения выполняются в виде отдельного здания, соединяемого с главным переходным мостиком на уровне основной отметки обслуживания.

Оборудование пылеприготовления, звено факта топливоподачи размещаются в промежуточном помещении. Здесь же располагаются деаэраторы, блочные защиты управления и распределительное устройство 10 кВ.

Основные площадки обслуживания и блочные защиты расположены на одной отметке.
Котельные агрегаты развернуты хвостовыми газоходами к дымовым трубам.

Тяжелое оборудование и вращающие механизмы большой мощности размещаются на нулевых и низких отметках

Расположение распределительного устройства собственных нужд выбирается так, чтобы длина кабелей была минимальной.

Турбинное и котельное отделения размещены параллельно друг другу. При этом котельное отделение может иметь разные компоновки: закрытую без связи конструкции здания с каркасом котла; закрытую с опиранием конструкций стены на каркас котла; полуоткрытую с опиранием кровли (шатра) на каркас котла (при этом стена котла совмещена с наружной стеной котельной); закрытую с подвесным котлом; открытую с установкой котла на открытом воздухе. Турбины в машинном зале располагаются поперечно.

Котельное отделение имеет большую высоту, чем турбинное, но перекрытие в нем выполняется только на основной отметке обслуживания.

Машинный зал по высоте делится на два помещения. В верхнем располагаются турбины, в нижнем - конденсаторы, и вспомогательное оборудование, внутри и вокруг фундаментной рамы турбоагрегата.

Подземное хозяйство главного корпуса включает в себя фундаменты под здание и оборудование, и конструкции для прокладки коммуникаций.

Межэтажные перекрытия выполняются из сборных крупнопанельных плит.
^

1.2 Обзор тепломеханической части проектируемой ТЭС

1.2.1 Принципиальная тепловая схема электрической станции


Принципиальная тепловая схема характеризует сущность основного технологического процесса преобразования и использования энергии рабочего тела электростанции. На паротурбинной электрической станции эта схема включает: котельный и турбинный агрегаты с электрическим генератором и конденсатором Принципиальная тепловая схема включает также насосы для перекачки рабочего тела (теплоносителя), как-то: питательные насосы котлов, испарителей и паропреобразователей; конденсатные насосы турбин, регенеративных подогревателей. /2/

Основное и вспомогательное тепловое оборудование объединяется в принципиальной тепловой схеме линиями трубопроводов для воды и пара в соответствии с последовательностью движения рабочего тела в установке.

В принципиальной тепловой схеме несколько одинаковых агрегатов и установок изображаются одним агрегатом или установкой: резервное оборудование в эту схему не включают; в ней показывают лишь принципиальные связи (коммуникации) между оборудованием и арматуру, необходимые для осуществления основною технологического процесса.
^

1.2.2 Выбор основного оборудования


Проектируемая ТЭЦ предназначена для централизованного теплоснабжения города, покрытия электрических нагрузок энергосистемы, для питания промышленных предприятий и для снабжения предприятий паром на технологические нужды.

Выбор основного оборудования, как правило, производится исходя из планируемой тепловой нагрузки проектируемой станции.
^

1.2.3 Выбор турбин


Исходя из планируемой тепловой нагрузки, отопительного и производственного отбора пара от турбин ТЭЦ, выбираются турбины типа: - ПТ-60/75-130/13.

Для выбранных турбин определяется их суммарная теплопроизводительность.

Турбина III - 60/75-130/13, при ее номинальной мощности, обеспечивает производственный отбор пара 00 Гкал/ч. и отопительный отбор 55 Гкал/ч.
^ Конструкция турбины

Турбина II1-60/75-130/13 номинальной мощностью 60 МВт, с двумя отборами пара спроектирована на начальные параметры пара 12,75 МПа и 565 С и частоту вращения 50 1/с. При номинальной мощности и нулевом отопительном отборе производственный отбор можно увеличить до 69,4 кг/с.

Наоборот, при нулевом производственном отборе и поминальной мощности отопительный отбор можно увеличить до 33,3кг/с.

От стопорного клапана пар подводился четырём регулирующим клапанам установленным на корпусе ЦВД турбины. Турбина имеет комбинированное парораспределение: при небольших расходах пара через ЦВД пар подводится последовательно через четыре группы сопл к регулирующей ступени, а для перегрузки обводной внутренний клапан увеличивает расход через последние 13 ступеней ЦВД.

Пар из ЦВД подводится по четырём трубам к регулирующим клапанам, установленным непосредственно на корпусе ЦНД. Парораспределение ЦНД (вернее ЧСД ЦНД) сопловое Проточная часть ЧСД состоит из регулирующей ступени, к которой подается пар из четырёх сопловых коробок, и восьми нерегулируемых ступеней.

Поддержание давления пара в отопительном отборе осуществляется поворотной двухъярусной диафрагмой. Часть низкою давления включает четыре ступени.

Регенеративная система турбины имеет четыре МИД, деаэратор и три ПВД, температура питательной воды за которыми при номинальном режиме составляет 247" С.

Валопровод турбоагрегата состоит из роторов ЦВД. ЦНД и генератора. Каждый из роторов турбины опирается на свои подшипники, причем передний подшипник каждого из них является комбинированным опорно-упорным подшипником, а задний опорным. Таким образом, валопровод имеет два упорных подшипника. Поэтому роторы турбины соединяются гибкой муфтой. Роторы генератора и турбины соединяются полугибкой муфтой.

Ротор ЦВД цельнокованый

Корпус ЦВД отлит из хромомолибденовой стали. На его крышке расположен перегрузочный обводной (внутренний) клапан. Из нижней части ЦВД предусмотрено два отбора на ПВД (третий отбор производится из паропровода за 11В Д.).

Корпус ЦНД, кроме горизонтального, имеет вертикальный разъём: передняя часть литая, задняя сварная Диафрагмы всех ступеней ЦВД и ЦНД установлены в обоймах, пространство между которыми использовано для размещения патрубков отбора.
^

1.2.4 Выбор котлов


Выбор типа и числа котлоагрегатов производится на основании расходов пара на ранее выбранные турбины. Для турбины ПТ-60/75-130:

    • номинальный расход пара 351 т/ч;

    • максимальный расход пара 392 т/ч;

При выборе типа котла учитывается его паропроизводительность, параметры пара, род и марка сжигаемого топлива.

Предполагается для работы ТЭЦ использовать Канско-Ачинский бурый уголь. По /3/ выбираются:

- для турбины ПТ-60/75-130 три котлоагрегата типа ВКЗ-420, с параметрами: - давление перегретого пара 140 кг/см2, температура пара 570"С, производительностью 420 т/час.
^

1.2.5 Тепловой цикл турбинной установки


В котле происходит перегрев питательной воды до состояния перегретого пара.

Нагрев осуществляется в три этапа: 1) подогрев питательной воды; 2) образование пара; 3) перегрев пара.

Через паропровод перегретый пар попадает в турбину. В цилиндре
высокого давления (ЦВД) происходит передача тепловой энергии пара в механическую энергию вращения ротора турбины. Часть пара расходуется на подогреватели высокого давления (ПВД), на производственный отбор, и деаэратор.

Отработанный пар попадает в часть среднего давления цилиндра низкого давления (ЦСД). От него идут отборы пара на: ПНД, теплофикацию. Отработанный пар поступает в конденсатор, а оттуда в подогреватели низкого давления. В деаэраторе происходит деаэрация и подогрев конденсата.

Из деаэратора питательная вода, питательным насосом, подается в ПВД, затем вода поступает в котел.
^

1.3 ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС

1.3.1 Выбор главной схемы электрических соединений


Главная схема электрических соединений - это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями. /4/

Проектирование главной схемы включает в себя: выбор генераторов, выбор структурной схемы и схемы электрических соединений распределительного устройства, расчет токов короткого замыкания и выбор средств по их ограничению, а так же выбор электрических аппаратов и проводников.

На проектируемой ТЭЦ предполагается установка трех турбогенераторов типа ТЗФП - 63 - 2УЗ. Система возбуждения — статическая тиристорная, система охлаждения - воздушная по трёхконтурной схеме, отличается от ТВФ повышенным КПД, маневренностью, перегрузочной способностью. П - сопряжение генератора с паровой турбиной.

Паспортные данные генераторов приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Паспортные данные турбогенератора. /5/


Тип

Рн, МВт

Sн, MBА

Uн, кВ

Cos

КПД

Xd”,o.e.

Хd’, о.е.

ТЗФП - 63 - 2УЗ

63

78,75

10,5

0,8

98,5

0,153

0,224

Xd, о.е.

Х2, о.е.

Х0, о.е.

Tdo, с

Цена, т. руб.

1,199

0,186

0,088

8,85

268


^ Выбор вариантов структурной схемы

Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования, распределение генераторов и электрической нагрузки между распределительными устройствами различных напряжений и связей между ними.

Вследствие того, что местная нагрузка составляет менее 30% суммарной мощности генераторов ТЭЦ, то структурную схему ТЭЦ рекомендуется строить на блочном принципе, а питание местной нагрузки и собственных нужд осуществлять путем ответвлений от генераторов с установкой реакторов или понижающих трансформаторов. /7/

В качестве вариантов структурных схем принимаем:

Вариант 1 схема смешанного вида, где два генератора присоединяются к генераторному распределительному устройству, а третий подключён к РУ высшего напряжения по блочной схеме (рисунок 1.2).

Вариант 2 схема, в которой генераторы подключены к РУ ВЫ через трансформаторы по блочной схеме (рисунок 1.3).


Рисунок 1.2 Структурная схема Вариант 1



Рисунок 1.3 Структурная схема Вариант 2
Выбор числа и мощности трансформаторов

Выбор поминальной мощности трансформатора связи производят с учетом его нагрузочной способности. В общем случае условие выбора мощности трансформатора имеет вид:

Sрасч. = Sном. * kн (1.1)
где Sрасч. - расчетная мощность, MB·Л,
Sном. - номинальная мощность, MB·Л,

kн - коэффициент допустимой перегрузки.

По ГОСТ 14209 85 коэффициент допустимой перегрузки трансформатора определяется исходя из предшествующего режима работы трансформатора, температуры окружающей среды.

Вариант 1.

Выбор мощности трансформатора связи ведем из условия максимального перетока мощности по обмотке. Сначала определяем полную мощность:

Мощность генератора:

S1 = P1/cosφ = 60/0,8 = 75 MB∙А; (1.2)

Мощность собственных нужд (принимаем 10% от Pуст):

Sсн = Pсн/cosφ = 6/0,87 = 6,9 MB∙А; (1.3)

Мощность местной нагрузки:

Sмн = Pмн/cosφн = 50/0,87 = 57,47 MB·A. (1.4)

Нормальный режим:

Sпер = 2*SГ, - Sсн - Sмн = 2*75 - 13,8 - 57,47 = 78,73 MB·A (1.5)

Аварийный режим:

Sперав = SГ - Sсн - Sмн = 75 - 13,8 - 57,47 = 3,73 MB·A; (1.6)

Расчетная мощность трансформаторов с учётом перегрузки:

(1.7)

Принимаем к установке 2 трансформатора: ТРДН-63000/110

Трансформатор блока ГЗ-ТЗ:

Sрасч. <= Sбл.т

Sрасч. = Sном.т. - Sсн (1.8)

Sрасч. = 75 – 6,9 = 68,1 МВ·А;

11ринимаем трансформатор ТДЦ - 80000/1 10

Так как в пени отходящих линий предполагается установка линейных реакторов, то предварительно определяем их количество по максимальному току присоединения, и номинальному току реактора:

(1.10)

n = Imax / Iном.р. = 3160 / 1000 = 316; (1.11)

Предварительно принимаем 3 реактора.

Вариант 2.

Трансформаторы блоков:

(1.12)



Принимаем трансформатор ТРДН - 63000/110

Паспортные данные приведены в таблице 1.2.



Таблица 1.2 - Паспортные данные трансформаторов /5/


Тип

Sном, MB·А

Uном вн кВ

Uном нн

кВ

Рxx

кBт

РКЗ

кBт

Uk

%

Ixx

%

ТДН - 80000/110

80

115

10,5

58

310

10,5

0,45

ТРДН-63000/110

63

115

10,5

50

245

10,5

0,5

^ Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы ЭС

Технико-экономическое сравнение вариантов является завершающим этапом приближенною расчета вариантов схем. Оно позволяет из технически равноценных вариантов определить наиболее экономичный.

При технико-экономическом сравнении вариантов структурной схемы, отдельно по каждому варианту, оценивается совокупность стоимостных показателей капиталовложений, годовых потерь энергии, годовых издержек на ремонт и обслуживание, а так же ущерб от
ненадежности данного варианта структурной схемы.

Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы производится по минимуму приведенных затрат:

(1.13)

где рн = 0,12 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, 1/год;

К - капиталовложения, руб.

И - годовые издержки, руб./год;

У - возникающий ущерб, руб.

Расчёт капиталовложений привожу в виде таблицы.

Таблица 1.3 - Расчет капиталовложений


Наименование

Цена 1 шт.

тыс. руб.

Вариант 1

Вариант 2





Кол-во

 Цена,

тыс. руб.

Кол-во

 Цена,

тыс. руб.

ТРДН -63000/110

100

2

200

3

300

ТДЦ 80000/110

113

1

113

-

-

Выключатель 110 кВ

26

3

78

3

78

Выключатель 10 кВ

1,2

6

7,2

3

3,6

Реактор

2,92*3

4

35,04

3

26,28

Ячейки КРУ

2

3

6

5

10




Квд 1

439,24

Квд 2

417,88


^ Расчет ежегодных расходов

Годовые эксплуатационные расходы определяются как:

И = Иа + Ио + Инот (1.14)

где Иа = а*К/100 - амортизационные отчисления, а = 6,4 % - норма амортизации;

Ио= b*К (для станции b = 8,4%) издержки на обслуживание электроустановки (руб./год);

Инот = *Wнот – издержки, обусловленные потерей электроэнергии;

 - удельные затраты на возмещение потерь, руб./кВтч;

Wнот - годовые потери электроэнергии, кВтч/год.

По рис 4.1 и 4.2 /7/, определяю, что для времени максимальных нагрузок Тmax=6500 ч время максимальных потерь  = 4500 ч, удельные затраты на возмещение потерь равны  = 0,006 руб./кВтч.

С учётом того, что турбины выводятся в ремонт два раза в год, время ремонта турбины ПТ - 60 составляет 20 дней, время работы турбин составляет:

Траб = 8760 – 2 * 24 * 20 = 8184 часа.

Годовые потери электроэнергии в группе двухобмоточных трансформаторов определяю через время максимальных потерь:

(1.15)

где Тр - длительность простоя трансформатора из-за планового ремонта, ч/год;

Px - потери мощности холостого хода, кВт;

Pk - потери мощности короткого замыкания, кВт;

Smax - максимальная мощность нагрузки трансформатора, МВА;

Sном - номинальная мощность трансформатора, МВА

Вариант 1.

Годовые потери в трансформаторах связи определяю по формуле:

(1.16)

Годовые потери энергии в блочном трансформаторе:

(1.17)

Wт нот = (1,676 + 1,484) * 106 = 3,16 * 106 кВт*ч/год (1.18)

Следовательно:

Инот = 0,006 * 3,16 * 106 = 18,96 тыс.руб./год. (1.19)
Иа = 6,4 * 439,24 / 100 = 28,11 тыс.руб. (1.20)

Ио = 2 / 100 * 439,24 = 8,78 тыс. руб. (1.21)

И = 18,96 + 28,11 + 8,78 = 55,85 тыс. руб. (1.22)
Вариант 2.

Годовые потери в блочных трансформаторах:

(1.23)

Следовательно:

Инот =  * Wнот = 0,006 * 3,219 = 19,31 тыс.руб./год.

Иа = 6,4 * 417,88 / 100 = 26,74 тыс.руб.

Ио = 2 / 100 * 417,88 = 8,36 тыс. руб.

И = 19,31 + 26,74 + 8,36 = 53,7 тыс. руб.

Определение оптимального варианта структурной схемы

Результаты расчетов технико-экономических показателей вариантов структурной схемы, для наглядности, сведены в таблицу 1.4.

Таблица 1.4 - Технико-экономические показателей вариантов структурной схемы ТЭЦ.


Показатели вариантов

единица измерения

Вариант 1

Вариант 2

К

тысяч рублей

439,24

417,88

0,12 * К

тысяч рублей/год

52,71

50,15

И

тысяч рублей /год

55,85

53,7

3

тысяч рублей /год

108,56

103,85

З

%

104,54

100


Как видно из таблицы 1.4, приведенные затраты первого варианта на 4,5% больше чем для второго варианта, но не превышают 5%, делаем вывод, что варианты равноэкономичны. Но так как вариант 2 является более надежным, и более перспективным с точки зрения нагрузки на генераторном напряжении, то для дальнейшего проектирования, принимается вариант 2.
^

1.3.2 Выбор схемы распределительного устройства 110 кВ


По заданию на проектирование мощность местной нагрузки составляет Рм.н = 50 МВт, нагрузка собственных нужд Рсн =18 МВТ, остальная мощность, выдается в систему.

Приняв сечение проводов ЛЭП Fпр = l85мм2 находим ток одной линии:

Iлэн = Fнр * jэк = 185 * 1 = 185 А, (1.24)

где jэк = 1 - экономическая плотность тока.

Суммарный ток через все линии ЭП:

(1.25)

где Ропт – Ртсн – Рс.н – Рм.н = 180 – 50 – 18 = 112 МВт (1.26)

Pотп – мощность, отпускаемая в систему и потребителям 110 кВ. Определяем количество ЛЭП необходимых для связи с системой и передачи мощности потребителям I 10 кВ.

n = I / Iлэн = 680 / 185 = 3,68 округляем в большую сторону  4

Принимаем две двухцепные линии электропередач

К сборным шинам распределительного устройства ПО кВ, кроме ЛЭП присоединяются 3 силовых трансформатора, следовательно, общее число присоединений равно 7. Применяем схему две рабочих системы шин с обходной системой шин

Условия строительства и климатические данные позволяют выполнить распределительное устройство 110 кВ открытым (ОРУ).

Схема распределительного устройства приведена на рисунке 1.4.



Рисунок 1.4. Схема ОРУ 110 кВ

^

1.3.3 Выбор схемы собственных нужд ТЭЦ


Потребители СН делятся на блочные и общестанционные. Блочные потребители питаются от ТСП блоков, а общестанционная нагрузка равномерно распределяется между блоками.

Напряжение сети собственных нужд на проектируемой ТЭЦ принимается равным 6/0,4 кВ.

Питание собственных нужд выполняется подключением ТСН между генератором и блочным трансформатором, со стороны повышающего трансформатора.

Распределительное устройство собственных нужд 6 кВ выполняется с одной секционированной системой сборных шин, блоки имеют по одной секции на котёл.

Рабочие трансформаторы собственных нужд (ТСН) ТЭЦ присоединяются к шинам генераторного напряжения.

Число РТСН при наличии генераторных выключателей - 2, причём один в виде складского резерва.

Так как РУ 10 кВ выполнено на блочной схеме, резервный ТСН присоединяется отпайкой от блока.



Рисунок 1.5 - Схема собственных нужд 6 кВ
Питание потребителей собственных нужд 0,4 кВ осуществляется через трансформаторы собственных нужд 6 / 0,4 кВ, от секции РУ с.н. 6 кВ проектируемой ТЭЦ.

На основании вышеизложенного, проектируется схема собственных нужд ТЭЦ, которая приведена на рисунке 1.5.

Выбор трансформаторов собственных нужд ТЭЦ

Номинальная мощность рабочих трансформаторов собственных нужд (ТСН) выбирается в соответствии с их расчётной нагрузкой, при этом перегрузка рабочих ТСН – недопустима.

Номинальная мощность резервного трансформатора собственных нужд принимается равной ТСН.

Перечень и мощности нагрузок собственных нужд блока 63 МВт даны в таблице 1.5, согласно /3/.

Таблица 1.5 - Нагрузка собственных нужд пылеугольного блока 63 МВт.


Наименование


Нагрузка

количество

мощность, кВ*А

Блочная нагрузка

Мельница

2

392

Дымосос

1

400

Конденсатный насос

1

200

Насос сливной

1

52

Трансформатор 6/0,4 кВ

1

1000

Циркуляционный насос

1

320

Вентилятор дутьевой

1

230

Пусковой маслонасос

1

440

Питательный электронасос

1

900

Общестанционная нагрузка

Дробилка молотковая

1

800

Вагоноопрокидыватель

1

96

Трансформатор 6/0,4

1

1000

Компрессор

1

100




Итого

5930

В соответствии с таблицей 1.5, расчетная нагрузка собственных нужд блока 63 МВт равна:

Sрасч = S = 5930 KB*A; (1.27)

Номинальная мощность рабочего TCН:

Sном >= Sрасч;

Выбираю рабочий TCН типа ТМНС - 6300/10.

Расчетная нагрузка трансформаторов собственных нужд 6/0,4 кВ определяется по формуле:

Sрасч = 0,7P1 + 0,35P2 + 0,15P3 + 0,85P4, (1.28)

где Р1 - суммарная мощность постоянно работающих двигателей, кВт;

Р2 - суммарная мощность периодически работающих двигателей, кВт;

P3 - суммарная мощность мелких двигателей, кВт;

Р4 - суммарная мощность отопления и обогрева, кВт.

Для пылеугольного блока 63 МВт, мощности указанных групп электродвигателей по /8/ равны:

Р1 = 750 кВт, Р2 = 890кВт, Р3 = 470 кВт, Р4 = 100 кВт.

таким образом;

Sрасч = 0,7 * 750 + 0,35 * 890 + 0,15 * 470 + 0,85 * 100 = 992 кВт.
В соответствии с расчетной нагрузкой, выбираю трансформатор собственных нужд 6/0,4 кВ типа ТМС 1000/6,3

Паспортные данные выбранных трансформаторов собственных нужд приведены в таблице 1.6.

Таблица 1.6 - Паспортные данные трансформаторов собственных нужд /5/


Тип

Sном, кВ*А

Uном вн, кВ

Uном нн, кВ

Рхх,

кВт

Ркз, кВт

Uk

%

Iхx

%



TMHC-6300/10

6300

10.5

6,3

8

46,5

8

0,8

ТМС 1000/6,3

1000

6.3

0,4

2,2

12.2

8

1.4



^

1.3.4 Расчет токов короткого замыкании


Расчет токов короткого замыкания необходим для выбора электрооборудования, аппаратов, шин, кабелей, а так же определения необходимости ограничения токов короткого замыкания

Согласно рекомендации /7/, в данном дипломном проекте за расчетный вид короткого замыкания принято трехфазное короткое замыкание

Для удобства результаты расчета токов короткого замыкания сведены в таблицу 1.7. Расчётная схема приведена на рисунке 1.6.



Рисунок 1.6 - Расчётная схема
Для удобства результаты расчета токов короткого замыкания сведены в таблицу 1.7.

Таблица 1.7- Сводная таблица расчёта токов КЗ



Точки

к.з.

Источники

In0, кА

Iv, кА

1н, кА

iа, кА

Вк, кА2

К-1

Генераторы 1,2,3

4,84

11

11,95

0,84

4,22

Система

1 1,95

27,10

4,41

0,34

25,72

Суммарный ток

16,79

38,16

16,36

1,18

29,94

К-2


Генератор Г1

29,85

82,78

22,99

26,12

418,88

Генераторы 2,3 + система

33,29

93,31

33,29

29,13

520,8

К-3

Суммарный ток

22,38

01,97

22,38

22,36

205,44

К-4

Генераторы + система

6,95

16,88

6,95

0,68

10,16

Двигатели

3,70

8,84

1,21

0,73

3,16

Суммарный ток

10,74

25,72

8,16

1,41

13,32



Составление схемы замещения

Схема замещения - это однолинейная схема, в которой все элементы (трансформаторы, линии) представлены в виде индуктивных сопротивлений (X), а система и генераторы в виде индуктивных сопротивлений и Э.Д.С (Е).

Составляем схему замещения электрической системы и определяем ее параметры.



Рисунок 1.7 - Схема замещения
За базисное напряжение принимаем напряжение каждой ступени, в которой находится рассматриваемая точка КЗ. За базисную мощность принимаем:

Sбаз = 200 MB*А

Определяем сопротивление элементов схемы замещения в относительных единицах:

Для синхронных генераторов:

(1.29)

где хd - относительное сверхпереходное индуктивное сопротивление машины;

Sном - номинальная мощность генератора, МВ*А



Для трансформаторов:

РУВН:

(1.30)

ТСН:

(1.31)

Для линий электропередачи:

(1.32)

где l - длина линии, км;

n — количество линий;

худ- средние значения удельных сопротивлений в зависимости от номинального напряжения и конструкции линии (Ом/км).

Так как в РУ местной нагрузки предполагается установка линейного реактора для ограничения токов к.з., который выбирается по току 1р=0,60,7*Iнг и наибольшему сопротивлению.

IР = 0,7 * 4,33 = 3,03 кА

Предварительно принимаем к установке реактор РБДГ 10-4000-0,18УЗ с хр = 0,18Ом.

Для одинарных реакторов:

(1.33)

где xp – индуктивное сопротивление реактора (Ом)

ЭДС генераторов:

(1.34)

где Io = Iн = 4,33 кА – номинальный тог ТГ;

Uo = 10,5 Кв – номинальное напряжение ТГ.



E*1 = E1 / Uбаз г = 11,09 / 10,5 = 1,056

Система:

(1.35)

Принимаем Е = 1.

Короткое замыкание на шинах 110 кВ



Рисунок 1.8 - Эквивалентная схема замещения электрической системы
Базисный ток

(1.36)

X1 = 0,006

X2 = 0,078

X3 = X5 = X7 = 0,267

X4 = X6 = X8 = 0,389

E1 = 1

E2 = E3 = E4 = 1,056

Путём сворачивания приводим схему к результирующему сопротивлению



Рисунок 1.9 - Упрощённая схема замещения
X9 = X1 + X2 = 0,084

X10 = X11 = X12 = X3 + X4 = 0,656

X13 = X10 / 3 = 0,219

E2 = 1,056

Периодическая составляющая тока в начальный момент времени:

от системы:

(1.37)

от генераторов:

(1.38)

Аналогично для всех точек КЗ, укачанных на схеме, показанным выше способом находим необходимые в расчетах величины токов КЗ. При этом для точки к4 учитываем подпитку от двигателей собственных нужд.

Результаты расчётов приведены в таблице 1.8.

Таблица 1.8 – Результаты расчёта токов ТЗ



Точка КЗ и параметры

K1

К2

КЗ

К4



С

G 1.2.3

C+G2,3

G1

C+G1,2,3

C+G1,2,3

Дсн

Uср, кВ

115

115

10,5

10,5

10,5

6,3

6,3

E”

1

1,06

1,01

1,06

1,03

1,03

-

Хрез*

0,08

0,22

0,33

0,39

0,51

2,72

-

1б, кА

I

I

II

II

II

18,33

-

Iно = E” / xрез * Iб, кА

11,95

4,84

33,29

29,85

22,38

6,95

3,79

Мощность ист-ка S, MB*А

10000

236,25

10157,5

78,75

10236,75

10236,75

-



50,2

1,19

558,52

4,33

562,88

938,08

-

Iно \ I ном

0,24

4,08

0,06

6,89

0,04

0,01

-

τ = tрз + tcв, c

0,06

0,12

0,08

0,08

Iнт / Iпо

1

0,91

1

0,77

1

1

-



11,95

1,41

33,29

22,99

22,38

6,95

1,21

IнтΣ, кА

16.36

56,27

22,38

8,16

Та, сек

0,02

0,25

0,23

0,03

0,04

Ку

1,61

1,96

1,96

1,72

1,65



27,16

11

92,31

82,78

61,97

16,88

8,84



0,05

0,62

0,71

0,07

-



0,84

0,34

29,13

26,12

22,36

0,68

0,73

Вк, кА2

25,72

4,22

520,8

418,88

205,44

10,16

3,16
  1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11



Скачать файл (9517 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru