Проектирование теплоэлектроцентрали

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) — это вид электростанций, предназначенных для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. В отличие от конденсационных электростанций (КЭС) на ТЭЦ тепло «отработавшего» в турбинах пара используется для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т. е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах с большим потреблением тепла и электроэнергии. В целом на ТЭЦ производится около 25% всей вырабатываемой в стране электроэнергии.

ТЭЦ строятся как правило вблизи центров электрических нагрузок. Часть мощности при этом может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создается генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избыток мощности выдается в энергосистему на повышенном напряжении (как и в КЭС).

Существенной особенностью ТЭЦ является повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью станции, что предопределяет больший относительный расход электроэнергии на собственные нужды, чем на КЭС.

Также размещение ТЭЦ преимущественно вблизи крупных промышленных центров повышает требования к охране окружающей среды. Так, для уменьшения выбросов ТЭЦ целесообразно использовать в первую очередь газообразное или жидкое топливо, а также высококачественные угли.

1. Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений и схемы электроснабжения потребителей собственных нужд

По справочнику Неклепаева определяем тип турбогенераторов:

ТГ ТВФ — 63 — 2УЗ ТГ ТВФ — 110 — 2ЕУЗ

Sполн = 78.75 МВА Sполн = 137.5 МВА

Sакт. = 63 МВт Sакт. = 110МВт

Uном = 10.5 кВ Uном = 10.5 кВ

Cosц = 0.8 Сosц = 0.8

Xd^ґґ= 0.1361 Xd^ґґ= 0.189

Цена 268 тыс. руб. Цена 350 тыс. руб.

В зависимости от количества подключенных турбогенераторов к ОРУ представляю два варианта главной схемы электрических соединений станции.

Выбор числа и мощности трансформаторов.

Расход мощности на собственные нужды для станции на газомазутном топливе равен 5−7%. Принимаем Pсн = 6 МВА.

P=· 63=3.78 МВт Рассчитаем мощность трансформаторов связи для двух вариантов предложенных схем:

Для схемы № 1:

Sрасч1=(3· (Pг-Pсн)-Pмин)/0.8=(3· (63−3.78)-70)/0.8=134.6 МВА-режим мин. нагр.

Sрасч2=(3· (Pг-Pсн)-Pмакс)/0.8= (3· (63−3.78) 1−90)/0.8=132 МВА-режим макс. нагр.

Sрасч3=(2· (Pг-Pсн)-Pмакс)/0.8= (2· (63−3.78) /0.8=35.6 МВА — аварийный режим

Sном > 0.7 Sрасч.1 = 0.7· 13.46 = 94.22 МВА Для схемы № 2:

Sрасч1=(2· (Pг-Pсн)-Pмин)/0.8= (2· (63−3.78)-70)/0.8=60.6 МВАрежим мин. нагр.

Sрасч2=(2· (Pг-Pсн)-Pмакс)/0.8= (2· (63−3.78) 1−90)/0.8=35.6 МВА-режим макс. нагр

Sрасч3=(1· (Pг-Pсн)-Pмакс)/0.8= (1· (63−3.78) /0.8=38.5 — аварийный режим

Sном > 0.7 Sрасч.1 = 0.7· 60.6 = 42.4 МВА По справочнику выбираем трансформаторы связи:

ТДЦ-125 000/220

Sном=125 000 кВА

Uвн=242 кВ

Uнн=10.5 кВ

Pхх=120 кВт

Pк=380 кВт

Uк=11%

Iх=0.55%

Цена 186 тыс. руб.

ТД-80000/220

Sном=80 000 кВА

Uвн=242 кВ

Uнн=10.5 кВ

Pхх=79 кВт

Pк=315 кВт

Uк=11%

Iх=0.45%

Цена 186 тыс. руб.

Рассчитаем мощность блочных трансформаторов для двух вариантов предложенных схем:

S===74 МВА.

S===129 МВА.

По справочнику выбираем блочные трансформаторы:

ТД-80000/220

Sном=80 000 кВА

Uвн=242 кВ

Uнн=10.5 кВ

Pхх=79 кВт

Pк=315 кВт

Uк=11%

Iх=0.45%

Цена 186 тыс. руб.

ТРДЦН-160 000/220

Sном=160 000 кВА

Uвн=230 кВ

Uнн=11 кВ

Pхх=155 кВт

Pк=500 кВт

Uк=22%

Iх=0.6%

Цена 269 тыс. руб.

Расчёт экономической целесообразности вариантов схемы.

Экономическую целесообразность схемы определяют минимальными приведёнными затратами:

З = р_нК+И+У где К — капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.

р_н — нормативный коэффициент экономической эффективности, р_н=0.15

И — годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год У — ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год Технико-экономическое сравнение

Годовые эксплуатационные издержки определяют по формуле:

где, а — отчисления на амортизацию и обслуживание, а=9%

в — средняя себестоимость потерь электроэнергии, в=1 коп/кВт· ч

?Wгод — годовые потери энергии в электроустановке, кВт· ч.

Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе:

где Рх, Рк — потери мощности холостого хода и короткого замыкания, кВт

Sном — номинальная мощность трансформатора, МВ· А

Sмакс — расчётная максимальная нагрузка трансформатора, МВ· А Т — продолжительность работы трансформатора в году ф — продолжительность максимальных потерь Т = 8760 ч — для трансформаторов связи Т = 8760 — Тр=7160 ч. — для блочных трансформаторов Тр — продолжительность ремонта блока, Тр = 600 ч ф=4700 — для трансформатора связи;

ф=4000 — для блочного трансформатора.

Рассчитаем потери ДW:

Для варианта 1.

Трансформатор ТДЦ-125 000/220 (Р_х=120кВт, Р_к=380кВт) ДW=120· 8760+380· (134,6/125)²· 4700=31·10⁶кВтч;

Трансформатор ТРДЦН — 160 000/220 (Р_х=155, Р_к=500кВт) ДW=155· 8160+500· (137,5/160)²· 4000=2,7·10⁶кВтч;

Суммарные потери в трансформаторах для варианта 1:

ДW=2· 3,1·10⁶+2,7·10⁶ =8,9· 10⁶ кВтч.

Для варианта 2.

Трансформатор ТД-80 000/220 (Р_х=79 кВт, Р_к=315 кВт) ДW=79· 8760+315· (60,6/80)²· 4700=1,5·10⁶ кВтч;

Трансформатор ТД-80 000/220 (Р_х=79 кВт, Р_к=315 кВт) ДW=79· 8160+315· (78,75/80)²· 4000=1,87·10⁶ кВтч;

Трансформатор ТРДЦН — 160 000/220 (Р_х=155, Р_к=500 кВт) ДW=155· 8160+500· (137,5/160)²· 4000=2,7·10⁶ кВтч;

Суммарные потери в трансформаторах для варианта 1:

ДW=2· 1,54·10⁶+1,87·10⁶ +2,74· 10⁶ =7,7· 10⁶ кВтч.

Приведённые затраты для варианта 1:

З₁=р_нК₁+И₁=р_нК₁+=0,15· 2098,3+(9·2098,3)/100+1·10^--5·8,9·10⁶=593 руб./год.

Приведённые затраты для варианта 2:

З₂=р_нК₂+И₂=р_нК₂+=0,15· 2318+(9·2318)/100+3·10^-4·1·10^—5·7,7·10⁶=633. руб./год.

Окончательно выберем наиболее экономичный вариант 1. Разность затрат двух вариантов составляет 6%.

Выбор схем РУ и СН.

На генераторном напряжении ТЭЦ применим схему с двумя системами шин, одна из которых секционирована. Рабочая система шин секционируется, резервная не секционирована. В нормальном режиме станция работает на рабочей системе шин, шиносоединительные выключатели В4 и В5 отключены. Резервная система шин используется для восстановления электроснабжения после к.з. на сборных шинах и для замены любой выводимой в ремонт секции сборных шин. Данная схема обладает хорошей надёжностью и манёвренностью.

РУ СН выполним по схеме с двумя несекционированными системами сборных шин. Каждое присоединение подключено к любой системе шин через развилку разъединителей и один выключатель. Обе системы шин находятся в работе, шиносоединительный выключатель (ШСВ) включён, источники и нагрузка равномерно распределяются между системами шин. Таким образом при к.з. на сборных шинах отключается ШСВ, при этом теряется только половина присоединений. Затем нормальная работа восстанавливается.

РУ ВН выполним схемой с двумя системами шин и обходной. Обходная система шин используется для ревизии и ремонтов выключателей без перерыва питания, что делает схему очень манёвренной и надёжной.

Электроснабжение собственных нужд осуществляется частично от шин генераторного напряжения через реактированные линии и частично от ответвления от генераторного блока. Число секций шин соответствует числу котлов. Каждую секцию присоединяем к отдельному источнику питания.

Для расчёта токов КЗ необходимо принять расчётную схему и рассчитать реактор между секциями сборных шин. Реактор между секциями сборных шин рассчитывают по номинальному току генератора: I = I_г ном * 0,7 = 4,33 * 0,7 = 3,031 кА. Таким образом, выбираем реактор РБДГ 10−4000−0,18 У3 со следующими справочными данными:

Uном=10 кВ;

Iдоп.=3200 А;

x_р= 0,18 Ом

2. Расчет токов короткого замыкания для выбора электрооборудования главной схемы и схемы собственных нужд

Примем S_б = 1000 МВ· А.

Для первых трех генераторов сопротивления равны и составляют:

Сопротивление четвертого генератора Сопротивления трансформаторов связи:

Сопротивления блочного трансформатора:

Сопротивление системы:

По исходным данным ТЭЦ связана с системой 4 линиями напряжением 220 кВ, для которых Ом/км. Следовательно Сопротивление реактора:

Схема замещения:

Расчёт токов короткого замыкания в точке К1

X

X||X||X=0,44

X||X=0,87

X||X=0,9

X

X

X||X=0,65

X

E

X||X=0,71

Начальное значение периодической составляющей:

I_по=Е_э· I_б/X_э, где

кА.

I_пог=Е_э· I_б/X₂₀=1,1·2,51/0,71=3,89кА

I_пос=Е_э· I_б/X₁₂=1·2,51/0,27=9,3кА

I_пос=I_пог+I_пос=3,89+9,3=13,2кА Ударный ток короткого замыкания:

i_у= v2· k_у·I_по

k_у — ударный коэффициент

k_у=1+exp (-0.01/T_a)

По табл. 5 [1]: k_у=1,955; T_a=0,14 с

i_у=v2· 1,955·13,2=36,6 кА Расчёт токов короткого замыкания в точке К4.

X||X=0,24

E

X

X||X=0,38

E

X

кА.

I_пог=Е_э· I_б/X₂=1,08·55/1,73=34,3кА

I_пос=Е_э· I_б/X₂₄=1,05·55/1,28=45,1кА

I_пос=I_пог+I_пос=34,3+45,1=79,4кА Ударный ток короткого замыкания:

i_у= v2· k_у·I_по

k_у — ударный коэффициент

k_у=1+exp (-0.01/T_a)

По табл. 5 [1]: k_у=1,955;

i_уг=v2· 1,955·34,3=94,8 кА

i_ус=v2· 1,955·45,1=124,7 кА

i_у=219,5 кА Расчёт токов короткого замыкания в точке К3.

Схема замещения для точки К3

X||X=0,65

X

X||X=0,22

E

X

кА.

I_пог=Е_э· I_б/X₄=1,08·55/1,38=43кА

I_пос=Е_э· I_б/X₂₈=1,02·55/0,96=58,4кА

I_пос=I_пог+I_пос=34,3+45,1=101,4кА Ударный ток короткого замыкания:

i_у= v2· k_у·I_по

k_у — ударный коэффициент

k_у=1+exp (-0.01/T_a)

По табл. 5 [1]: k_у=1,955;

i_уг=v2· 1,955·43=118,9 кА

i_ус=v2· 1,955·58,4=161,5 кА

i_у=280,4 кА Расчёт токов короткого замыкания в точке К2.

Схема замещения для точки К2

X

X

X

X||X=0,24

E

X

X

X||X=0,37

E

X

кА.

I_пос=Е_э· I_б/X₄₁=1,04·55/0,81=70,6кА

I_пог=Е_э· I_б/X₃=1,08·55/1,73=34,3кА

I_по=I_пог+I_пос=34,3+70,6=104,9кА Ударный ток короткого замыкания:

i_у= v2· k_у·I_по

k_у — ударный коэффициент

k_у=1+exp (-0.01/T_a)

По табл. 5 [1]: k_у=1,955;

i_уг=v2· 1,955·34,3=94,83 кА

i_ус=v2· 1,955·70,6=195,2 кА

i_у=290 кА Короткое замыкание на шинах собственных

Выбор реакторов на отходящие кабельные линии.

Ток одной линии:

Ток одной ветви реактора в нормальном режиме:

Ток ветви реактора при отключении одной линии:

Из справочника Неклепаева выбираем реактор РБСГ 10−2×2500−0.14УЗ.

Уточним значение тока КЗ за реактором:

Проверим выбранный реактор на остаточное напряжение на шинах установки и на потери напряжения в самом реакторе:

U_ост > 65 — 70%.

?U_ост? 1.5 — 2%.

3. Выбор электрических аппаратов и проводников

Выбор выключателей РУ ГН (К2).

Выбираем выключатель МГУ-20−90/9500 УЗ.

Выполним проверку данного выключателя:

=> выключатели В1 — В7 МГУ-20−90/9500 УЗ.

Выбор выключателя в блоке Г3 — Т3 (К4).

Т.о. В42 выбираем такой же как на РУ ГН, т. е. МГУ-20−90/9500 УЗ.

Выбор линейных выключателей на РУ ГН.

Выбираем выключатель ВМПЭ-10−630−31.5 УЗ.

Выполним проверку данного выключателя:

=> выключатели В8 — В27 ВМПЭ-10−630−31.5 УЗ.

Выбор выключателей на РУ СН (К1).

Выбираем выключатель ВМУЭ-35Б-25/1250 УХЛ1.

Выполним проверку данного выключателя:

=> выключатели В28 — В34 ВМУЭ-35Б-25/1250 УХЛ1.

Выбор выключателей на РУ ВН (К3).

Выбираем выключатель ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1.

Выполним проверку данного выключателя:

=> выключатели В35 — В41 ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1.

Выбор выключателей на СН (К6).

Выбираем выключатель ВМПЭ-10−630−31.5 УЗ.

Выполним проверку данного выключателя:

=> выключатели В43 — В49 ВМПЭ-10−630−31.5 УЗ.

Выбор разъединителей.

Разъединители выбираем по длительному номинальному току и номинальному напряжению, проверяем на термическую и электродинамическую стойкость.

Расчётные величины берём те же, что и для выключателей.

Разъединители в РУ ГН и в блоке Г3-Т3.

Выбираем разъединители РВР 20/8000 УЗ.

Линейные разъединители и на СН.

Выключатели и разъединители собственных нужд и на отходящие кабельные линии размещаем в шкафах КРУ внутренней установки: К — ХХVI.

Разъединители в РУ ВН.

Выбираем разъединители РНД-110/630 Т1.

Выбор кабельных линий.

Силовые кабели выбираем по условиям нормального режима и проверяем на термическую стойкость при КЗ.

I_ном = 0.344 кА.

I_{раб.утяж.} = 0.382 кА Примем поправочные коэффициенты на температуру воздуха и почвы К₁ и на число кабелей в траншее К₂ равными 1. Тогда условие выбора будет:

I_{раб.утяж.}? I_доп

По I_доп из таблиц определим сечение трёхжильного кабеля S_доп и сравним его с S_эк и S_мин.

где j_эк — экономическая плотность тока, А/мм². При продолжительности использования максимальной нагрузки Т_макс=3000−5000 ч/год j_эк = 2.5 А/мм² для кабелей с бумажной изоляцией с медными жилами.

где А_н и А_к.доп — величины, характеризующие тепловое состояние проводника в нормальном режиме и в конце короткого замыкания.

С — функция, которая зависит от типа кабеля. Для кабелей до 10 кВ с бумажной изоляцией и жилами из меди С = 140 А· с^½/мм².

Т.о. выбираем трёхжильный кабель с медными жилами, прокладываемый в земле:

Из полученных сечений выбираем наибольшее, а именно S = 185 мм².

Выбор шин РУ СН (К1).

В РУ 35 кВ и выше сборные шины и присоединения от трансформаторов к шинам выполняются аналогично линиям электропередачи, т. е. многопроволочными гибкими сталеалюминиевыми проводами.

Выбор осуществляем по следующим условиям:

По длительно допустимому току из таблиц стандартных сечений выбираем S_доп такое, чтобы I_доп? I_{раб.утяж.}

=> выбираем провод АС — 700/86.

По экономической плотности тока шины РУ не проверяются.

I_по⁽³⁾ = 18.78 кА < 20 кА, => поверки шин на схлёстывание нет.

Т.к. шины находятся на открытом воздухе, то проверку на термическое действие токов КЗ не производим.

Выполним проверку по короне:

где Е_о — критическая напряжённость, при которой возникает корона.

m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода.

r_о — радиус провода.

где Е — напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода

U — линейное напряжение, кВ

D_ср — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см

D_ср = 1.26· D, где D — расстояние между соседними фазами, см.

Условие проверки:

Для проводов от трансформатора до сборных шин выполним проверку по экономической плотности тока:

Гибкие шины РУ ВН (К3).

=> выбираем провод АС — 185/29.

По экономической плотности тока, на схлёстывание шин и на термическое действие токов КЗ аналогично РУ СН проверку не производим Выполним проверку по короне:

Условие проверки:

Участок от трансформатора до сборных шин:

Будем считать, что расстояние от трансформатора до сборных шин не велико, и поэтому проверку по экономической плотности тока можно не учитывать.

Выбор шин на РУ ГН (К2).

=> выбираем шины коробчатого сечения алюминиевые 200×90×12 мм².

Проверка на термическую стойкость:

что меньше выбранного сечения 3435 мм², следовательно шины термически стойки.

Проверка на механическую прочность:

Принимаем, что швеллеры шин соединены жёстко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления W_yo-y0 = 422 см³. Тогда при расположении шин в вершинах треугольника получаем:

Выбор изоляторов:

Выбираем опорные изоляторы 2 х ИО-10−30 УЗ.

Поправка на высоту коробчатых шин:

Условие выбора:

Проверка ошиновки в цепи генератора на термическую стойкость:

Ї меньше, чем на СШ, а значит ошиновка в цепи генератора термически стойка.

Проверка на механическую стойкость:

примем? = 1.5 м, а расстояние между фазами, а = 0.6 м; швеллеры шин соединены жёстко только в местах крепления шин на изоляторах (?_п=?).

Тогда получим:

=> шины механически прочны.

Выбор изоляторов:

Выбираем опорные изоляторы ИО-10−30 УЗ.

Условие выбора:

Выбор КЭТ.

Для выводов турбогенераторов ТВФ — 60 — 2 используем пофазно экранированный токопровод ГРТЕ-10−8550−250.

Условия выбора:

I_{раб.утяж} = 7.23 кА? I_ном = 8.55 кА

i_y = 128.46 кА? i_дин = 250 кА.

Аналогичный токопровод используем и для блока Г3-Т3:

I_{раб.утяж} = 7.23 кА i_y = 115.64 кА.

Выбор жёстких шин на СН (К6).

Принимаем расстояние между фазами, а = 0.3 м, а пролёт шин? = 0.9 м, что соответствует ширине выбранного ранее шкафа КРУ серии К — ХХУI.

Выбор изоляторов:

Выбираем опорные изоляторы И4−80 УХЛЗ.

трансформатор проводник электроснабжение ток

4. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Выбор ТТ в цепи генераторов РУ ГН.

Т.к. участок от выводов генератора до стены турбинного отделения выполнен комплектным токопроводом ГРТЕ-10−8550−250, то выбираем трансформаторы тока, встроенные в токопровод ТШ20−10 000/5.

Выполним проверку расчётных и каталожных данных трансформатора:

Выполним проверку по величине вторичной нагрузки трансформатора тока:

Общее сопротивление приборов:

Допустимое сопротивление проводов:

где Z₂? r₂, т. к. индуктивное сопротивление токовых цепей невелико.

r_к — переходное сопротивление контактов.

Для генератора 60 МВт применяется кабель с алюминиевыми жилами приблизительно длиной 40 м, трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому ?_расч = ?, тогда сечение кабеля будет:

Выбираем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

Выбор ТН в цепи генераторов РУ ГН.

Аналогично ТТ выбираем встроенные в комплектный экранированный токопровод три однофазных трансформатора напряжения ЗНОМ-6.

Проверим их по вторичной нагрузке:

Вторичная нагрузка:

Выбранный трансформатор ЗНОМ-6 имеет номинальную мощность 50 В· А в классе точности 0.5, необходимом для присоединения счётчиков. Таким образом для трёх однофазных трансформаторов напряжения получаем:

=> трансформаторы будут работать в выбранном классе точности.

1. С. С. Петрова — Учебное пособие «Проектирование электрической части станций и подстанций» Ленинград 1989.

2. Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков — «Электрическая часть электростанций и подстанций» Москва, Энергоатомиздат 1989.

3. Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин — «Электрооборудование станций и подстанций» Москва, Энергоатомиздат 1987.

4. Справочник по проектированию электроэнергетических систем под редакцией С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро.

5. «Электрическая часть электростанций» под редакцией С. В. Усова.