Выбор основного тепломеханического оборудования и расчет тепловой схемы электростанции

ВВЕДЕНИЕ

Широкое использование электроэнергии объясняется возможностью выработки ее в больших количествах при наиболее выгодных условиях (близость к топливным месторождениям и источникам) и передачи на значительные расстояния с приемлемо малыми потерями. Электроэнергия трансформируется в другие виды энергии — теплоту, свет, механическую и химическую энергию, обеспечивает высокую степень автоматизации.

Комфортные условия на рабочем месте, при ее использовании не загрязняется окружающая среда. На применении электричества основано использование принципиально новых, прогрессивных технологических процессов, высокоэффективных машин и механизмов, обеспечивающих всестороннюю механизацию.

Для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом используются теплофикационные электростанции — теплоэлектроцентрали (ТЭЦ).

Использованием тепла «отработавшего» в турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения, достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным электроснабжением, то есть выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах (городах) с большимпотреблением тепла и электроэнергии. В целом на ТЭЦ вырабатывается 50% всей электроэнергии, вырабатываемой в Белоруссии.

Специфика электрической части ТЭЦ определяется расположением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. Размещение ТЭЦ непосредственно в крупных промышленных центрах повышают требования к охране окружающей среды.

Установленная мощность энергосистемы Беларуси составляет примерно 8000 МВт. Одной из проблем белоруской энергетики является выработка ресурса оборудования, и не менее важно, что оборудование это устарело морально и простая его замена на новые установки старого образца принципиально ничего не решит.

Развитие энергетики страны до настоящего времени шло в основном за счет ввода новых паротурбинных агрегатов, имеющих более высокие начальные параметры и большую единичную мощность. Повышение начальных параметров позволяло совершенствовать термодинамический цикл и снижать удельный расход топлива. Этот этап продолжался бесконечно не может, потому что оборудование вышло на сверхкритические параметры.

Одной из первой задач в планах развития энергосистемы является модернизация и расширение уже существующих электростанций, оборудование которых уже отработало значительно больше нормативного срока и по своим технико-экономическим показателям не соответствует современным требованиям.

Наиболее эффективной технологией модернизации ТЭЦ является замена оборудования на современные парогазовые установки. На ТЭЦ у работающих отдельно паросиловых установок КПД обычно находится в пределах 33−40%, для газотурбинных установок — в диапазоне 28−42%. Парогазовые установки позволяют достичь электрического КПД более 52−60%. Благодаря лучшему КПД не только снижается расход топлива, но и уменьшается выброс парниковых газов. В связи с широким использованием газа в качестве топлива экономичность газовых турбин приобретает особую важность. Этот показатель важен для снижения расхода природного газа на собственные нужды и уменьшения выбросов в атмосферу диоксида углерода, а также вредных оксидов азота и углерода. Достижение высокой экономичности газотурбинных установок связано, в первую очередь, с величиной температуры продуктов сгорания после камеры сгорания. Поэтому в последние годы интенсивное развитие получили газотурбинные установки, работающие по сложному термодинамическому циклу. К таким циклам относятся регенеративный цикл, циклы с промежуточным охлаждением воздуха в процессе сжатия или с подогревом продуктов сгорания в процессе расширения, подача пара в проточную часть газовой турбины, подача пара и утилизация воды в конденсаторе на выходе, бинарный воздушный цикл. Использование сложных термодинамических циклов позволяет повысить мощность и КПД промышленных газотурбинных установок без существенного увеличения температуры продуктов сгорания и за счет этого применять проверенные практикой конструкционные материалы и газотурбинные технологии.

Основные электрические станции Беларуси не могут находиться в маневровом режиме, для покрытия дефицита электроэнергии в дневное время, необходимы какие-то другие источники энергии. Для этой цели можно использовать промышленные газовые турбины, хорошо приспособленные для работы в маневровом режиме. Газовые турбины являются одной из главных составляющих топливно-энергетического комплекса многих стран мира. Сегодня более 65% новых электрогенерирующих мощностей, вводимых в эксплуатацию в мире, основываются на использовании парогазовых установок и газотурбинных тепловых электростанций, превосходящих по многим показателям традиционные пылеугольные паротурбинные станции.

Парогазовая установка состоит из двух отдельных установок: паросиловой и газотурбинной. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности. На одном валу с турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине. Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор.

Одним из преимуществ расширения ТЭЦ парогазовыми установками является минимальные капиталовложения.

Основными особенностями ТЭЦ с парогазовыми установками является:

— минимальные капиталовложения на единицу мощности;

— уменьшенный расход топлива;

— уменьшенные выбросы парниковых газов;

— возможность работы в маневренном режиме;

— уменьшенное количество потребления охлаждающей воды.

Поэтому одним из самых перспективных, экономичных и надежных методов развития и модернизации генерирующих источников белорусской энергосистемы, является расширение существующих теплоэлектроцентралей парогазовыми установками.

Целью настоящего дипломного проекта является расширение ТЭЦ мощностью 360 МВт с установкой ПГУ мощностью 230 МВт.

Основное внимание в данном дипломном проекте уделяется разработке электрической части ТЭЦ. Так же рассматриваются вопросы выбора и расчета теплового оборудования, релейной защиты и автоматики, охраны труда и расчет технико-экономических показателей электрической станции.

1 выбор основного тепломеханического оборудования и Расчет тепловой схемы ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Структурную схему станции выбирают в зависимости от ее энергетического типа — конденсационного или теплофикационного. На ТЭЦ с мощными агрегатами (250 МВт и более — при любом виде топлива, 100 МВт и более — при газомазутном) применяют блочные схемы. Структуру блока выбирают в зависимости от характера теплового потребления: если преобладает промышленная паровая нагрузка, то применяют дубль-блоки, а если отопительная нагрузка, то отдают предпочтение моноблокам. В данном случае выбираем блочную схему в виде моноблоков.

Оборудование и тепловая схема ПГУ должны удовлетворять техническим требованиям и маневренности в зависимости от режимов эксплуатации. Основное оборудование всегда стремятся выбрать однотипным, так как при этом обеспечивается возможность максимальной индустриализации строительства, а кроме того, улучшаются условия эксплуатации и ремонта и сокращается количество обслуживаемого персонала. К основному энергетическому оборудованию тепловых электростанций относится турбины и котлы.

Устанавливаем в корпусе блока ПГУ в составе:

— газовой турбины типа GT13E2 электрической мощностью 165 МВт производства ALSTOM (Швейцария) — один комплект;

— парового котла-утилизатора типа HRSG/DP горизонтальной компоновки двухконтурного барабанного исполнения производства фирмы SES ENERGY (Словакия) — один комплект;

— паровой турбины типа Т-53/67−8,0 производства ЗАО «Уральский турбинный завод».

Установка представляет собой газотурбинную электростанцию, которая вырабатывает электроэнергию на тепловом потреблении за счёт утилизации тепла уходящих газов в котле-утилизаторе и паровой турбине.

1.1 Газовая турбина GT13E2

Газовая турбина GT13E2, с частотой вращения ротора 3000 об/мин, предназначена для привода генератора типа 50WY21Z-095, с номинальной выходной мощностью 168 МВт.

Газотурбинная установка GT13E2 является одновальным турбоагрегатом, работающим по простому термодинамическому циклу. Забираемый воздух, в зависимости от температуры окружающей среды подогревается и проходя систему фильтров, поступает в компрессор. Компрессор имеет 21 ступень и расположен на одном валу с турбиной. Сжатый воздух подается в камеру сгорания. Часть воздушного потока, смешиваясь с газом, образует газовоздушную смесь, оставшаяся часть воздуха разогревается за счет сгорания газовоздушной смеси. Продукты сгорания имеющие температуру 1100 °C направляются в газовую турбину, где происходит преобразование части тепловой энергии потока во вращательное движение вала ГТУ. Отработанные газы, имеющие температуру около 550 °C, направляются в котел-утилизатор. Температура выходных газов зависит от нагрузки.

1.1.1 Краткая характеристика параметров газовой турбины ALSTOM GT-13E2

Номинальная мощность газовой турбины при работе в блоке ПГУ 168,6 МВт.

Генератор 50WY21Z-095 с воздушным охлаждением.

Потребление мощности на собственные нужды — 0,2 + 2,1 МВт.

Температура газов перед турбиной — 1095 °C.

Расход газов за турбиной — 533 кг/с.

КПД ГТУ — 35,8%.

Необходимое давление газа перед турбиной — 26,9 бар.

Минимальная температура топливного газа должна быть минимум на 20 °C выше температуры точки росы. Максимальная температура газа — 60 °C.

Система смазки (Lube Oil System). Назначение — смазка и охлаждение подшипников, а также подача масла к насосам системы регулирования и гидроподъема.

Требования к маслу системы смазки:

— давление, температура;

— качество;

— отсутствие воздуха.

Система гидроподъема ротора. Необходима для создания масляной пленки между подшипником и валом. Включается и отключается автоматически при 2700 об/мин, диаметр подшипника ГТ — 400 мм, диаметр подшипника генератора со стороны ГТ — 355 мм, возбудителя — 315 мм.

Система регулирования. Задачи:

— привод клапанов подачи газа к турбине;

— управление потоками воздуха в компрессоре;

— подача масла в систему безопасности.

Состоит из 2 винтовых насосов. Давление на напоре поддерживается постоянным 40 бар с помощью клапана сброса. На напорной линии установлен сетчатый фильтр грубой очистки, а за ним 2 фильтра тонкой очистки, в каждом по 1 картриджу.

Система валоповорота. Включается за 6 часов до пуска ля снятия статического напряжения ротора и предотвращения вибрации при наборе оборотов. Вращение по часовой стрелке по ходу газов. Отключение ВПУ допускается при температуре меньше 60 °C на выходе турбины для гарантирования отсутствия прогиба ротора.

Расчетный расход воздуха — 454 м³/с.

Система защиты от обледенения. Предохраняет фильтры и заборный короб от обледенения при низкой наружной температуре. Обеспечивает контролируемую подачу горячего сжатого воздуха после компрессора в воздухозабор перед фильтрами через соответствующие форсунки. Во время зимних пусков в системе может использоваться нагретая вода.

Последовательность пуска и останова. Зажигание происходит при частоте вращения 600 об/мин, после продувки 10 минут. Происходит подача пропана и воздуха от пускового стационарного компрессора в 2 пусковые горелки. Воспламенение происходи от электрических запальников, имеется контроль воспламенения по внутренним термопарам. При подтверждении воспламенения хотя бы от одной горелки пусковая программа продолжается, открывается подача топливного газа.

Повторный пуск при выбеге ротора разрешен при частоте меньшей 180 об/мин, чтобы не произошло самовоспламенение газа в горячей топке.

При аварийном отключении генератора от сети допустим рост оборотов до частоты 3188 об/мин, через 28 секунд восстановление номинальных оборотов.

1.2 Котел-утилизатор Котел-утилизатор представляет собой газоплотный горизонтальный теплообменный аппарат. На вход в КУ поступают отработанные газы из ГТУ и проходя последовательно поверхности нагрева, теряют тепловую энергию и на выходе в атмосферу имеют температуру 98 °C. Мероприятий по снижению выбросов NO_x в КУ нет, их концентрация в уходящих газах определяется работой камеры сгорания ГТУ.

Газовый тракт КУ. Котел-утилизатор подсоединен к выхлопу газовой турбины переходным диффузором. На входе в КУ производится контроль температуры газов в 15 точках и давления газов.

Поверхности нагрева сгруппированы в модули. По ходу движения газов расположены следующие модули:

— первой поверхностью нагрева является модуль пароперегревателей высокого давления, который состоит из двух ступеней — пароперегревателя высокого давления первой ступени и пароперегревателя высокого давления второй ступени;

— второй поверхностью нагрева является модуль, который состоит из двух частей испарителя высокого давления;

— третьей поверхностью нагрева является модуль, который состоит из экономайзера высокого давления второй ступени и пароперегревателя низкого давления;

— четвертой поверхностью нагрева является модуль, который состоит из двух частей испарителя низкого давления;

— пятой поверхностью нагрева является модуль, который состоит из экономайзера высокого давления первой ступени, экономайзера низкого давления и газового подогревателя конденсата.

За компенсатором на выходе из котла установлена дымовая труба. В дымовой трубе установлена дождевая заслонка и шумоглушитель.

Пароводяной тракт КУ состоит из контура низкого и высокого давления.

Образующийся при работе паровой турбины (ПТУ) конденсат подается в газовый подогреватель конденсата (ГПК) котла-утилизатора. Необходимая температура конденсата для обеспечения запаса от вскипания его в контуре обеспечивается контуром рециркуляции с насосами рециркуляции ГПК. Рециркуляция поддерживает температуру на входе в ГПК для предотвращения низкотемпературной коррозии. Байпас ГПК держит недогрев питательной воды на входе в деаэратор.

Из деаэратора питательная вода питательными электронасосами низкого давления (ПЭН НД) подается в экономайзер низкого давления (ЭНД) и далее в барабан низкого давления (БНД). БНД и испаритель низкого давления (ИНД) соединены между собой и образуют контур естественной циркуляции. Образовавшаяся в ИНД пароводяная смесь поступает в БНД, где отсепарированная влага смешивается с питательной водой и за счет естественной циркуляции поступает в ИНД. Образовавшийся в БНД пар поступает в пароперегреватель низкого давления (ППНД) и далее перегретый пар подается в цилиндр низкого давления (ЦНД) паровой турбины.

Питательная вода из деаэратора питательными электронасосами высокого давления (ПЭН ВД) подается в двухступенчатый экономайзер высокого давления (ЭВД) и далее в барабан высокого давления (БВД). БВД и испаритель высокого давления (ИВД) соединены между собой и образуют контур естественной циркуляции. Образовавшаяся в ВИД пароводяная смесь поступает в БВД, где отсепарированная влага смешивается с питательной водой и за счет естественной циркуляции поступает в ИВД, образовавшийся в БВД пар поступает в пароперегреватель высокого давления первой ступени (ППВД-1) и пароперегреватель высокого давления второй ступени (ППВД-2). Перед ППВД-2 установлена линия впрыска питательной воды (ПВ), с напора ПЭН ВД, для регулирования температуры перегретого пара. Далее перегретый пар поступает в цилиндр высокого давления (ЦВД) паровой турбины.

На паропроводах НД и ВД установлены двухскоростные с гидравлическим приводом БРУ НД и БРОУ ВД производства «СО Австрия». Клапаны предназначены для сброса пара в конденсатор ПТ в пусковых и аварийных ситуациях.

1.2.1 Краткая характеристика параметров котлаутилизатора SES-ENERGY

Барабан ВД — диаметр 1800 мм, длина 9600 мм, материал — WB36, 32 циклона.

Барабан НД — диаметр 1800 мм, длина 9600 мм, материал — P355GH, 36 циклонов.

Холодное состояние — давление меньше 0,3 МПа (пуск за 40 минут); неостывшее — давление 1,0−0,3 МПа; горячее состояние — давление больше 1 МПа в барабане ВД (пуск за 10 минут). Температура на поверхности изоляции — 50 °C.

1.3 Паровая турбина Т-53/67−8.0

Паровая турбина с конденсационной установкой и регулируемыми отопительными отборами пара предназначена для непосредственного привода электрического генератора типа ТФ-80−2УЗ производства «ЭЛСИБ» с воздушным охлаждением мощностью 65 МВт, с частотой вращения ротора 3000 об/мин и отпуска теплоты для отопления и горячего водоснабжения.

Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат, состоящий из цилиндров высокого и низкого давления и имеет дроссельное парораспределение на входах пара высокого и низкого давления. ПТ имеет 2 отопительных отбора, предназначенных для ступенчатого подогрева сетевой воды в теплофикационной установке, состоящей из двух подогревателей сетевой воды.

Пар высокого давления поступает в ЦВД через блок стопорно — регулирующих клапанов (СРК). С выхлопа ЦВД пар направляется на паровпуск ЦНД.

Пар низкого давления через блоки СРК поступает в ЦНД в камеру между 15 и 16 ступенями, а также часть пара поступает в коллектор 6 ата СН блока.

Отработанный в ЦНД пар, в зависимости от режима работы ПТ, поступает в конденсатор ПТУ либо в подогреватели сетевой воды и конденсатор ПТУ. Отсос воздуха их конденсатора ПТ осуществляется одним основным пароструйным эжектором, второй находится в резерве. При работе в конденсационном режиме, образующийся в конденсаторе конденсат, откачивается КЭН, при работа в теплофикационном режиме, образующийся в ПСГ конденсат откачивается сливными насосами ПСГ и одним КЭН из конденсатора ПТ. Конденсат проходит систему очистки конденсата БОУ и поступает в деаэратор. Издеаэратора питательная вода ПЭНами НД и ПЭНами ВД подается в пароводяной тракт котла-утилизатора.

Конденсатор паровой турбины оборудован встроенным пучком через который может пропускаться подпиточная вода без регулируемого ее подогрева и при одновременном пропуске охлаждающей воды через основным пучки конденсатора. Режимы работы турбины с пропуском охлаждающей воды только через встроенный пучок конденсатора не допускается, так как турбина должна быть готова к принятию расхода пара от котла при изменении режима работы газовой турбины блока, а также к приему сбросного пара от котла-утилизатора при сбросах нагрузки.

Турбина допускает общее число пусков не более 2000 за весь срок службы 40 лет; из них не более 120 пусков из холодного состояния при пусках паром скользящих параметров.

1.3.1 Краткая характеристика параметров паротурбинной турбоустановки Т-53/67−8,0

Основные характеристики:

— ЦВД + ЦНД = 10 ст. + 15 ст. левого вращения;

— мощность номинальная — 53 МВт (генератор ТФ-80−2УЗ);

— контур ВД — 7,7 МПа / 488 °C /212,5 т/ч;

— контур НД — 0,7 Мпа / 208 °C / 57,2 т/ч;

— тепловая нагрузка — 136 Гкал/ч;

— максимальная температура за ПСГ-2 — 124 °C;

— расход охлаждающей воды — 8000 т/ч;

— вакуум в конденсаторе — 90,3%;

— максимальный паросброс — 274 т/ч;

— максимальный нагрев выхлопа — 120 °C;

— срок службы 40 лет, 2000 пусков, (до 120 из холодного состояния).

Маслосистема. В баке (26 м³) имеются фильтры, указатели уровня, организовано отделение воздуха от масла.

Эжекторы. Эжектор нужен для запуска ЦН или периодического удаления воздуха.

Тепловая схема ПГУ показана на листе 2 графической части.

1.4 Расчет тепловой схемы турбины Т-180

1.4.1 Исходные данные для расчета

Турбина имеет 7 регенеративных отборов и 2 теплофикационных. Мощность турбины N=180 МВт, начальные параметры Р_о=12,75 МПа, t_о=540, давление в конденсаторе Р_к=3,5 кПа, турбоустановка работает в теплофикационном режиме Q_т=Q_т^ном.

1.4.2 Построение процесса расширения в hs диаграмме

Для определения давления в отопительных отборах задаёмся тепловым графиком тепло сети 150/70, показанным на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 — Тепловой график ТС Для расчёта возьмём точку. В этом случае температура обратной сети. Рассчитываем температуру за верхним сетевым подогревателем.

где — доля покрытия теплофикационной нагрузки турбоустановкой;

— температура прямой сети;

— температура обратной цепи.

.

Применяем равный подогрев сетевой воды в этом случае — температура воды за первым подогревателем.

Температура насыщения пара в подогревателе:

— температурный напор;

— температура насыщения в ПСН;

— температура насыщения в ПСВ.

По таблице термодинамических свойств воды и водяного пара находим давление насыщения:

Давление в отборах определяем по формуле:

где .

На найденные давления в отборах имеются технические ограничения:

— пределы изменения давления пара в верхнем отопительном отборе — 0,059−0,29

— пределы изменения давления пара в нижнем отопительном отборе — 0,049−0,196

Данное ограничение выполняется, так как

Давление пара в отборах принимаем по справочным данным.

Параметры пара в отборах турбины сведем в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 — Отборы турбины

Принимаем потери в регулирующих клапанах 4%, в перепускных трубах 2%, в диафрагме ЧНД 5%, относительный внутренний КПД: ЦВД — 0,8; ЦСД — 0,84; ЦНД — 0,78.

Так как пар на ПНД-2 и ПСВ отбирается из одного отбора, а давление, то давление в регенеративном отборе на ПНД-2 равно 0,2173

Скорректируем давление в 5 отборе:

.

Так как турбина работает в номинальном режиме, то можно принять

=1.

.

По рассчитаным данным строим процесс расширения в hs-диаграмме (рисунок 1.2).

Рис. 2.2. Процесс расширения в hs-диаграмме.

Рисунок 1.2 — Процесс расширения в hs-диаграмме

1.4.3 Составление таблицы состояния пара и воды в системе регенерации

Уточняем давление в подогревателях:

где — потери давления в паропроводах отборов, принимаем 6%.

Температура воды в подогревателях:

где — температурный напор, принимаем 4 в ПВД, 3 в ПНД.

Принимаем давление воды в ПНД 1,5 МПа Состояние пара и воды в системе регенерации занесем в таблицу 1.2.

Таблица 1.2 — Состояния пара и воды в системе регенерации

1.5 Расчёт теплообменных аппаратов

1.5.1 Расчёт расширителя непрерывной продувки

Так как турбина имеет только отопительные отборы и работает с барабанным котлом, устанавливаем одну ступень расширителя непрерывной продувки (рисунок 1.3).

G_p, h_p в деаэратор

G_пр, h_пр

0,7 МПа

G_пр-G_р, h_p^`

солевой концентрат Рисунок 1.3 — Расширитель непрерывной продувки Давление в расширителе:

МПа.

По Р_р находим: кДж/кг, кДж/кг.

По давлению в барабане котла Р_бар=14 МПа находим h_пр=h^`_бар=1572,8 кДж/кг.

Принимаем КПД расширителя _р=0,98.

Тепловой баланс расширителя

1.5.2 Расчёт деаэратора подпитки теплосети

Так как применяется двухступенчатый подогрев сетевой воды, то для деаэрации подпиточной воды используется вакуумный деаэратор.

Расход сетевой воды:

где кДж/ч;

кДж/(кг ^oС).

кг/ч.

Величина подпитки теплосети:

т/ч.

Составим уровнение смешения для определения температуры на входе в ПСН

.

Определим расход пара в верхний и в нижний подогреватель:

где — определяем по давлению в подогревателе;

;

т/ч;

где — определяем по давлению подогревателей;

т/ч.

1.5.3 Составление баланса пара и воды

Принимаем расход пара на турбину G_т=1. Тогда подвод свежего пара к стопорным клапанам ЦВД G_o=G_т+G^пр_упл=1,02 G_т. Паровая нагрузка парогенератора G_пе=G_o+G_ут=1,012 G_o=1,032 G_т, где потеря от утечек через неплотности G_ут = 0,012 G_o = 0,1 224 G_т.

Расход питательной воды:

G_пв = G_пе+G_пр = 1,04 G_т,

где расход продувочной воды G_пр = 0,008 G_пе = 0,8 256 G_т.

Приведенный расход продувочной воды:

G^`_пр = G_пр-G_p = G_пр-0,41G_пр = 0,59 G_пр.

Расход добавочной воды:

G_доб = G_ут+G^`_пр = 0,1 224 G_т+0,59 0,832 G_т = 0,0172 G_т.

1.6 Выбор основного тепломеханического оборудования

1.6.1 Выбор питательных насосов

Питательные насосы выбираем на подачу питательной воды при максимальной мощности установки с запасом 5%:

Мпа,

кг/с.

Выбираем один питательный насос 100% производительности с одним резервным на складе типа ПЭ-580−185/200 (по ГОСТ 23 104–78).

1.6.2 Выбор конденсатных насосов

Конденсатные насосы выбираем по максимальному расходу пара в конденсатор с запасом:

т/ч.

Выбираем два насоса 100% производительности (один резервный) типа КсВ 320−160 (по ГОСТ 6000–79).

1.6.3 Выбор циркуляционных насосов

Исходя из условия, что на каждый блок ставится по 2 циркуляционных насоса (без резервного), выбираем 4 насоса ОПВ2−87:

— подача 10 700 м³/ч;

— напор 13,6 м;

— мощность 550 кВт;

— КПД 86%.

1.6.4 Выбор сетевых подогревателей

Сетевые подогреватели устанавливаем индивидуально у турбины без резервных корпусов типа ПСГ-2300−2-8 I (нижний) и ПСГ-2300−3-8 II

(верхний) с параметрами: поверхность нагрева 2300 м²; расход воды 972 кг/с; число ходов по воде n=4.

1.6.5 Выбор сетевых и подпиточных насосов

Сетевые насосы выбираем по расходу сетевой воды G_св = 3650 т/ч в количестве двух штук (на каждый блок): типа СЭ5000−70 (подпорный) и типа СЭ5000−160.

Подпиточные насосы выбираем по величине подпитки тепловой сети G_подп = 73 т/ч типа 4К-6.

1.6.6 Выбор конденсатных насосов сетевых подогревателей

Конденсатные насосы сетевых подогревателей выбираем:

— для нижнего сетевого подогревателя один рабочий и один резервный на расход G_св=180 т/ч типа КСВ320−160;

— для верхнего сетевого подогревателя один рабочий без резерва типа КСВ320−160, а в случае выхода его из строя имеется каскадный слив конденсата в нижний сетевой подогреватель.

1.6.7 Выбор подогревателей низкого давления

Подогреватели низкого давления выбираем типа ПН-250−16−7IV в количестве четырех штук. Подогреватели высокого давления в количестве трех штук: ПВ-425−230−13I, ПВ-425−230−25I и ПВ-425−230−37I.

1.6.8 Выбор деаэраторов

Деаэраторы выбираем пропускной способностью 141,2 кг/с с деаэрационной колонкой типа ДП-500 и деаэраторным баком типа ВД-65−1 с геометрической вместимостью 78 м³.

1.6.9 Выбор котлов

Устанавливаем котлы типа Еп-670−140НГМ (модель ТГМЕ-206) с

естественной циркуляцией, газоплотные, предназначенные для получения перегретого пара при сжигании природного газа (основное топливо) и мазута (резервное топливо) паропроизводительностью 670 т/ч по перегретому пару с давлением 140 ата и температурой 545 °C.

2. ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И ВАРИАНТА ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЕЙ К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество агрегатов и их параметры выбираются в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и нового оборудования намечаем и схемы, в которых оно будет работать.

До разработки главной схемы составляем структурные схемы выдачи электроэнергии (мощности), на которых показываем основные функциональные части установки (генераторы, трансформаторы, РУ) и связи между ними.

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

При разработке главной схемы электрических соединений возникают варианты, подлежащие анализу и сопоставлению по технико-экономическим показателям. Технико-экономическое сравнение вариантов может производиться с целью выявления наиболее экономического варианта, выбора схемы РУ, когда заданным техническим требованиям удовлетворяет несколько схем.

Согласно задания (рисунок 2.1) нагрузка выдается на напряжении 10 кВ и 110 кВ.

Рисунок 2.1 — Исходные данные к дипломному проекту Структурная схема выдачи электроэнергии станцией до расширения ее парогазовой установкой показана на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2 — Структурная схема станции до расширения Разработаем 2 варианта структурной схемы станции при ее расширении парогазовой установкой.

На основании тепломеханического расчета принимаем к установке на ПГУ два генератора: генератор типа 50WY21Z-095 и генератор ТФ-80−2У3. На станции до расширения установлены два генератора ТВВ-220−2ЕУ3. Технические данные установленных генераторов сведём в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 — Технические данные турбогенераторов

Система возбуждения ГТУ поставляется комплектно с генератором и располагается в модулях К1 и Е1. Модуль возбуждения К1 содержит систему статического возбуждения. Модуль Е1 с трансформатором возбуждения.

СТС обеспечивает следующие режимы работы турбогенератора:

— пуск, начальное возбуждение, включение в сеть методом точной синхронизации в нормальных режимах работы энергосистемы и методом самосинхронизации в аварийных режимах работы энергосистемы;

— холостой ход;

— работа в энергосистеме с нагрузками и перегрузками, допустимыми для турбогенератора;

— форсировка возбуждения с заданной кратностью по напряжению и току при нарушениях в энергосистеме, вызывающих снижение напряжения на шинах станции;

— разгрузка по реактивной мощности до соsц=1;

— развозбуждение при нарушениях в энергосистеме, вызывающих увеличение напряжения на шинах станции;

— гашение поля в аварийных режимах;

— останов турбоагрегата.

Технология пуска ГТУ предусматривает подачу пониженного напряжения регулируемой частоты тиристорно-пускового устройства (ТПУ) на обмотку статора возбужденного генератора. Трансформатор ТПУ DTE 5100/7,2 фирмы ABB (Испания) мощность 5 МВА напряжением 6,3/2,1кВ подключается к секции СН 6,3 кВ ПТУ.

ТПУ осуществляет разгон газовой турбины до частоты вращения 2300−2400 об/мин, при которой происходит автоматическое отключение ТПУ и включение в работу камеры сгорания газовой турбины. Дальнейший подъем оборотов до 3000 об/мин осуществляется за счет сжигания топлива в газовой турбине.

Генератор ТФ-80−2У3 имеет тиристорную систему независимого возбуждения с возбудителем переменного тока. В такой схеме на одном валу с генераторов расположен вспомогательный синхронный генератор ВГ. С его статорной обмотки напряжение подается на тиристоры. Тиристоры состоят из двух групп — рабочей и форсировочной.

Для питания обмотки возбуждения ВГ служит специальный трансформатор, подключенный к выводам ВГ.

Такая схема имеет наибольшее быстродействие по сравнению с другими рассмотренными независимыми схемами и позволяет обеспечить. Структурная схема тиристорной системы независимого возбуждения изображена на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 — Независимая тиристорная система возбуждения

2.1 Выбор структурной схемы выдачи электроэнергии Связь с энергосистемой осуществляется на напряжении 330 кВ, на напряжении 110 кВ выдается 160 МВт, на напряжении 10 кВ выдается 60 МВт. Поэтому необходимо сооружение РУ ВН 110 кВ и РУ НН 10 кВ. Т. к. суммарная мощность потребителей 10 кВ незначительна (согласно задания 60 МВт) то сооружение генераторного распределительного устройства нецелесообразно. Поэтому питание потребителей низшего напряжения будем осуществлять от комплектного распределительного устройства (КРУ 10 кВ).

Из приведенных выше требований составим два варианта структурных схем выдачи энергии.

Составляем следующие структурные схемы, представленные на рисунках 2.4−2.5.

Рисунок 2.4 — Вариант схемы № 1

Рисунок 2.5 — Вариант схемы № 2

2.2 Выбор силовых трансформаторов для первого варианта структурной схемы Трансформаторы типа ТДЦ-250 000/330 работают в блоке с генератором ТВВ-220−2ЕУ3, полная мощность которого равна 258,3 МВА.

Автотрансформаторы служат для питания нагрузки 10 кВ и для связи распределительных устройств 110 кВ и 330 кВ. Автотрансформаторы выбираем исходя из максимального потока по одной из обмоток, протекающего в режиме максимальных, минимальных нагрузок, а также в послеаварийном режиме (отключение одного из генераторов), с учетом перегрузки одного трансформатора на 40% при отключении второго. Рассмотрим эти режимы:

Режим максимальных нагрузок:

Согласно задания средний коэффициент мощности нагрузки для нагрузки на стороне 10 кВ и для нагрузки на стороне 110 кВ.

МВА,

МВА,

МВА, где — расчетные потоки мощности соответственно в высшей, средней и низшей обмотках.

Режим минимальных нагрузок:

Согласно задания минимальные нагрузки составляют 60% от максимальных.

МВА,

МВА,

МВА.

Послеаварийный режим (отключение генератора 50WY21Z-095):

МВА,

МВА,

МВА.

Наиболее тяжелым является послеаварийный режим, при нем расчетный поток мощности в высшей цепи

=190,55 МВА Найдем расчетное значение мощности для одного трансформатора с учетом перегрузки на 40% при отключении второго:

МВА.

По этому значению по [1, таблица 3.8] выберем автотрансформатор АТДЦТН-200 000/330/110.

Выбранный трансформатор проверим по условиям для комбинированных режимов:

где — коэффициент выгодности трансформатора =0,67.

Режим максимальных нагрузок:

МВA.

Режим минимальных нагрузок:

МВA.

Послеаварийный режим (отключение генератора 50WY21Z-095):

МВA.

По этому значению оставляем выбранный автотрансформатор АТДЦТН-200 000/330/110.

Трансформатор, работающий в блоке с генератором ТФ-80−2У3, полная мощность которого равна 88,9 МВA, выбираем исходя из условия максимума выдачи мощности генератором на шины 110 кВ.

МВА.

Исходя из результатов расчетов, =84,45 МВА. По этому значению по [2, таблица 3.6] выберем трансформатор ТДЦ-80 000/110.

Трансформатор, работающий в блоке с генератором 50WY21Z-095, полная мощность которого равна 225 МВA, выбираем исходя из условия максимума выдачи мощности генератором на шины 110 кВ.

МВА.

Исходя из результатов расчетов, =213,75 МВА. По этому значению по [2, таблица 3.6] выберем трансформатор ТДЦ-250 000/110.

Для регулирования напряжения на нагрузке 10 кВ установлены регулировочные трансформаторы типа ТДНЛ-63 000/10.

Технические данные установленных трансформаторов сведем в таблицу 2.2.

2.3 Выбор силовых трансформаторов для второго варианта структурной схемы Трансформаторы типа ТДЦ-250 000/330 работают в блоке с генератором ТВВ-220−2ЕУ3, полная мощность которого равна 258,3 МВА.

Автотрансформаторы служат для питания нагрузки 10 кВ и для связи распределительных устройств 110 кВ и 330 кВ.

Автотрансформаторы выбираем исходя из максимального потока по одной из обмоток, протекающего в режиме максимальных, минимальных нагрузок, а также в послеаварийном режиме (отключение одного из генераторов), с учетом перегрузки одного трансформатора на 40% при отключении второго. Рассмотрим эти режимы:

Режим максимальных нагрузок:

МВА,

МВА,

МВА.

Режим минимальных нагрузок:

МВА,

МВА,

МВА.

Послеаварийный режим (отключение генератора ТФ-80−2У3):

МВА,

МВА,

МВА.

Наиболее тяжелым является послеаварийный режим, при нем расчетный поток мощности в высшей цепи: =275 МВА.

Найдем расчетное значение мощности для одного трансформатора с учетом перегрузки на 40% при отключении второго:

МВА.

По этому значению по [1, таблица 3.8] выберем автотрансформатор АТДЦТН-200 000/330/110.

Выбранный трансформатор проверим по условиям для комбинированных режимов:

Режим максимальных нагрузок:

МВA.

Режим минимальных нагрузок:

МВA.

Послеаварийный режим (отключение генератора ТФ-80−2У3):

МВA.

По этому значению по [1, таблица 3.8] выберем автотрансформатор АТДЦТН-250 000/330/110.

Трансформатор, работающий в блоке с генератором ТФ-80−2У3, полная мощность которого равна 88,9 МВA, выбираем исходя из условия максимума выдачи мощности генератором на шины 110 кВ.

МВА.

Исходя из результатов расчетов, =84,45 МВА. По этомузначению по [1, таблица 3.6] выберем трансформатор ТДЦ-80 000/110.

Трансформатор, работающий в блоке с генератором 50WY21Z-095, полная мощность которого равна 225 МВA, выбираем исходя из условия максимума выдачи мощности генератором на шины 330 кВ.

МВА Исходя из результатов расчетов =213,75 МВА. По этому значению по [1, таблица 3.6] выберем трансформатор ТДЦ-250 000/330.

Для регулирования напряжения на нагрузке 10 кВ установлены регулировочные трансформаторы типа ТДНЛ-63 000/10.

Параметры выбранных трансформаторов сведем в сводную таблицу 2.2.

2.4 Выбор трансформаторов собственных нужд Система питания СН электрических станций занимает особое

положение среди других потребителей энергосистемы. Нарушение электроснабжения механизмов собственных нужд вызывает нарушение работы не только самой станции, но и потребителей энергосистемы в случае недостатка мощности.

Напряжение СН принимаем 6 кВ. Напряжение источника не совпадает с генераторным, поэтому собственные нужды запитываются от трансформаторов. Расчет нагрузок трансформаторов СН в дипломном проекте не выполняется, поэтому мощность рабочих трансформаторов СН выбирается исходя из заданного процента расхода на СН от мощности генераторов на станции.

Рабочие трансформаторы собственных нужд выберем по формуле:

МВА где — коэффициент спроса. По [2, таблица П5.2] для газомазутной ТЭЦ .

Для генератора ТВВ-220−2ЕУ3 установлен трансформатор ТРДНС 25 000/35.

Для генератора ТФ-80−2У3:

.

По [1, таблица 3.4] выбираем трансформатор ТМН-6300/10.

Для генератора 50WY21Z-095:

.

По [1, таблица 3.4] выбираем трансформатор ТДНС-10 000/15.

На существующей станции установлен один пускорезервный трансформатор собственных нужд типа ТРДНС-40 000/110, подключенный к шинам 110 кВ.

Технические данные установленных трансформаторов собственных нужд представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 — Параметры установленных трансформаторов

2.5 Выбор схемы распределительных устройств всех напряжений Определим число присоединений в каждом из РУ, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий, числа линий связи с системой и числа трансформаторов связи, подключенных к данному РУ.

Количество отходящих линий определяется исходя из дальности передач и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:

где — максимальная мощность, выдаваемая на данном классе напряжения, МВт;

— наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт.

Суммарная нагрузка потребителей на напряжение 110 кВ составляет 170 МВт. Тогда необходимое число линий для питания нагрузки:

.

Принимаем 4 линии.

Для нагрузки на стороне 10 кВ необходимо линий:

.

Принимаем 12 линии.

Для обоих вариантов структурной схемы определим количество присоединений к ОРУ 330 кВ.

Для первого варианта на основании выданного задания на дипломное проектирование мы имеем три линий, для выдачи избыточной мощности в энергосистему; четыре трансформатора. Итого — 7 присоединений. Применяем полуторную систему шин.

Для второго варианта на основании выданного задания на дипломное проектирование мы имеем три линий, для выдачи избыточной мощности в энергосистему; пять трансформаторов. Итого — 8 присоединений. Применяем полуторную систему шин.

Для обоих вариантов структурной схемы определим количество присоединений к ОРУ 110 кВ.

Для первого варианта на основании выданного задания на дипломное проектирование мы имеем четыре линии питания нагрузки, два автотрансформатора, три трансформатора. Итого — 9 присоединений. Применяем две рабочие, секционированные выключателем, системы шин с обходной.

Для второго варианта на основании выданного задания на дипломное проектирование мы имеем четыре линии питания нагрузки, два автотрансформатора, два трансформатор. Итого — 8 присоединений. Применяем две рабочие, секционированные выключателем, системы шин с обходной.

Для РУ 10 кВ имеем 12 отходящих линий. Для обоих вариантов принимаем к установке две, секционированных выключателем, системы шин.

Для выбора варианта структурной схемы для дальнейшего расчета выполним технико-экономическое сравнение структурных схем.

2.6 Технико-экономическое сравнение структурных схем При сравнении 2 вариантов будем исходить из следующих критериев: оба варианта должны быть одинаково технически совершенны (надежность, безопасность обслуживания), должны производить одинаковый производственный эффект. При сравнении будем применять одинаковый уровень цен и одинаковую точность расчета.

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат [3, формула 2.2]

где — капиталовложения в сооружение электроустановки, тыс. у. е.

Капиталовложения при выборе оптимальных схем выдачи электрической энергии и выборе трансформаторов определяют по укрупненным показателям стоимости элементов схемы.

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

— годовые эксплуатационные издержки;

— ущерб от недоотпуска энергии.

Оборудование, одинаковое для обоих вариантов при расчете не учитываем.

Т.к. в обоих вариантах установлены одинаковые генераторы, то для упрощения расчетов в технико-экономическом сравнении мы их учитывать не будем.

Капитальные затраты на оборудование для обоих вариантов приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 — Капиталовложения в сооружение электрооборудования двух вариантов схем

Рассчитаем первый вариант схемы. Потери электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах определим по формуле

кВтч, где — потери мощности холостого хода, кВт;

— потери мощности короткого замыкания, кВт;

— расчетная максимальная мощность трансформатора, МВ· А;

— номинальная мощность трансформатора, МВ· А;

— продолжительность работы трансформатора, Т=8760 ч;

— время максимальных потерь, ч. Определяется исходя из Т_max.Принимаем продолжительности использования максимальной нагрузки Т_max=5500 ч., тогда по [1, рисунок 10.1]

— количество трансформаторов, штук.

Потери электроэнергии в автотрансформаторах определим по формуле:

кВтч где, , — потери мощности короткого замыкания соответсвенно в высшей, средней и низшей обмотках, кВт.

Для равнозначного сравнения вариантов максимальный поток мощности через трансформаторы будем брать для режима максимальных нагрузок.

Потери электроэнергии в трансформаторе ТДЦ-250 000/330:

кВт· ч.

Потери электроэнергии в трансформаторе АТДЦТН-200 000/330/110:

кВт, кВт, кВт, кВт· ч.

Потери электроэнергии в трансформаторах ТДЦ-80 000/110:

кВт· ч.

Потери электроэнергии в трансформаторах ТДЦ-250 000/110:

кВт· ч.

Потери электроэнергии в трансформаторах ТДНЛ-63 000/10:

кВт· ч.

Суммарные потери определим по формуле:

.

Годовые эксплуатационные расходы определим по формуле:

где — отчисления соответственно на амортизацию и обслуживание оборудования, в процентах по [1, таблица 10.2];

— капитальные затраты на оборудование, тыс. у.е.;

— стоимость потерь электроэнергии ();

— потери электроэнергии в трансформаторе, кВт ч.

Определим годовые эксплуатационные расходы для первого варианта структурной схемы:

Приведенные затраты для первого варианта структурной схемы:

Рассчитаем второй вариант схемы.

Потери электроэнергии в трансформаторе ТДЦ-250 000/330:

кВт· ч.

Потери электроэнергии в трансформаторе АТДЦТН-250 000/330/110:

кВт,

кВт,

кВт,

кВт· ч.

Потери электроэнергии в трансформаторах ТДЦ-80 000/110:

кВт· ч.

Потери электроэнергии в трансформаторах ТДЦ-250 000/330:

кВт· ч.

Потери электроэнергии в трансформаторах ТДНЛ-63 000/10:

кВт· ч.

Суммарные потери определим по формуле:

.

Определим годовые эксплуатационные расходы для второго варианта структурной схемы:

Приведенные затраты для второго варианта структурной схемы:

Разность в приведенных затратах между вариантами в процентах:

Первый вариант структурной схемы экономически более выгодный, поэтому примем его для дальнейшей разработки.

3. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ

3.1 Расчетные условия короткого замыкания Для выбора и проверки электрических аппаратов необходимо, прежде всего, правильно оценить расчетные условия КЗ, составить расчетную схему, наметить места расположения расчетных точек КЗ, определить расчетное время протекания тока КЗ.

На схеме намечают расчетные точки, соответствующие наиболее тяжелым условиям:

— на сборных шинах РУ каждого напряжения;

— на выводах генераторов;

— за рабочими и резервными трансформаторами собственных нужд.

Расчетное время КЗ оценивают в зависимости от цели расчета. Если необходима проверка оборудования на электродинамическую стойкость, то время берется равным нулю. Если необходима проверка выключателей на отключающую способность, то время определяется как сумма наименьшего возможного времени действия защиты (0,01 с) и собственного времени отключения выключателя.

В качестве расчетного вида короткого замыкания принимается трехфазное замыкание.

3.2 Алгоритм расчета токов короткого замыкания Расчет токов при трехфазном КЗ выполняется в следующем порядке:

— для рассматриваемой энергосистемы составляется расчетная схема;

— по расчетной схеме составляется электрическая схема замещения;

— путем постепенного преобразования приводят схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания или группа источников, характеризующейся определенным значением результирующей ЭДС были связаны с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением;

— зная результирующую ЭДС источника и результирующее сопротивление, по закону Ома определяют начальное значение периодической составляющей тока КЗ I_П0, затем определяется ударный токи, при необходимости, периодическая и апериодическая составляющие тока КЗ для заданного момента времени t.

3.3 Определение параметров элементов схемы замещения Для рассматриваемой энергосистемы составляем расчетную схему приведенную на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 — Схема энергосистемы для расчета токов КЗ