Проектирование электростанции ТЭЦ-720МВт

1. ВЫБОР ГЕНЕРАТОРОВ

Согласно заданию, исходя из установленной мощности станции 720 МВт, к установке принимаем четыре генератора ТВФ-63−2, два ТВВ-200−2, для первого варианта схемы принимаем четыре генератора ТВФ-63−2, два генератора ТВВ-200−2, для второго варианта принимаем к установке четыре генератора ТВФ-63−2, два генератора ТВФ-110−2 и один ТВВ-200−2.

Данные генераторов заносим в таблицу 1.1.

Таблица 1.1

2. ВЫБОР ДВУХ ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Исходя из установленной мощности станции 720 МВт, выбираем для дальнейшего технико-экономического сравнения два варианта схем, связь с системой на напряжении 220 кВ.

В первом варианте (рис 2.1) к ГРУ 10 кВ присоединяем четыре генератора по 78 МВт, а к распределительному устройству 220 два генератора по 235 МВт работающих в блоках с трансформаторами. Связь между шинами ГРУ и РУ220 осуществляется двумя трансформаторами связи.

Рис. 2.1

Во втором варианте к РУ220кВ присоединено два генератора по 110 МВт и один мощностью 235 МВт, к ГРУ10 присоединяем четыре генератора по 78 МВт. Связь между ГРУ 10 Кв и РУ220 кВ осуществляется так же двумя автотрансформаторами связи.

Рис. 2.2

3. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Мощность, передаваемая через трансформатор, определяется с учётом различных значений cos генераторов, нагрузки и потребителей собственных нужд.

[ 3. c.325 (5.3)]

Рассчитывается в трех режимах: максимальном, минимальном и аварийном.

Минимальный режим — все оборудование в работе, нагрузка на шинах ГРУ минимальная, Максимальный режим — все оборудование в работе, нагрузка на шинах ГРУ максимальная, Аварийный режим — отключен наиболее мощный генератор, питающий шины ГРУ, нагрузка на шинах ГРУ оптимальная.

Определяем полную максимальную и полную минимальную мощности.

Определяем расход мощности на собственные нужды в неблочной части ТЭЦ.

Рассчитываем суммарную мощность генераторов G1-G4 работающих на ГРУ.

Определяем расчетную нагрузку трансформаторов в режиме минимальных нагрузок.

Определяем нагрузку в максимальном режиме работы.

Определяем расчетную нагрузку при отключении одного генератора (аварийный режим).

Выбираем трансформаторы связи по формуле:

К установке принимаем два трансформатора ТРДЦН-160 000/220.

Выбираем для первого варианта два трансформатора по 250 МВа типа ТДЦ-250 000/242.

Для второго варианта для генераторов мощностью 100 МВт определяем мощность блочного трансформатора, остальные трансформаторы имеют такую же мощность, как и в первом варианте.

Выбираем два трансформатора по 125 МВа типа ТДЦ-125 000/242

Данные трансформаторов заносим в таблицы 3.1 и 3.2.

Таблица 3.1 — Для первого варианта

Таблица 3.2 — Для второго варианта

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Экономическая целостность схемы определяется минимальными приведенными затратами

[3. c.327 (5.10)]

где К — капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.;

p_н — нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12;

И — годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год.;

У — ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год.

Капиталовложения «К» при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяют по укрупненным показателям стоимости элементов схемы Вторая составляющая расчетных затрат — годовые эксплуатационные издержки — определяется по формуле:

[3. c.327 (5.11)]

где P_a, P₀ — отчисления на амортизацию и обслуживание, %; ?W — потери электроэнергии, кВт • ч; в — стоимость 1 кВт • ч потерь электроэнергии, коп/кВт • ч Технико-экономическое сравнение проводим по приведенным затратам, учитывая все основное оборудование.

[3. c.327 (5.12)]

где P_x — потери мощности холостого хода, кВт; P_К — потери мощности короткого замыкания, кВт; S_max — расчетная максимальная нагрузка трансформатора, МВ•А; S_ном — номинальная мощность трансформатора, МВ•А; T — продолжительность работы трансформатора; ф — продолжительность максимальных потерь.

Таблица 4.1

Определяем потери в блочном трансформаторе типа ТРДЦН-160 000/220:

ф принято от Т_мах=Т_уст=6000 часов.

Определяем потери в блочном трансформаторе типа ТДЦ-250 000/242:

Определяем потери энергии в блочном трансформаторе, работающем с генератором ТВФ-110−2 .

Определяем потери энергии во втором варианте в двух трансформаторах связи и в трех блочных трансформаторах.

Определяем годовые эксплуатационные издержки, а первом варианте:

Определяем годовые эксплуатационные издержки во втором варианте:

Определяем минимальные приведённые затраты для двух вариантов:

Находим процент экономичности схем:

Т.к. процент экономичности равен 16,34%, то расчет веду по первому варианту, так как он экономичнее.

5. ВЫБОР СЕКЦИОННЫХ РЕАКТОРОВ, НАПРЯЖЕНИЕ 10 Кв

Реакторы выбираем по номинальному напряжению, току и индуктивному сопротивлению. Намечаем к установке реактор РБДГ на номинальное напряжение 10 кВ с номинальным током 4 кА.

Выбираем по напряжению: U ном. р. = 10 кВ, U уст. = 10 кВ Выбираем по току: I ном.? 0.7 I ном. I_ном? 0.7 * 6880 = 4816 А= 4,816Ка.

Выбираю реактор типа РБДГ-10−400−0,18

6. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчёт токов короткого замыкания производим для выбора оборудования и токоведущих частей и проверки их на термическую и динамическую стойкость.

Параметры отдельных элементов:

С: S_кз = 100 МВ•А; X_c* =0.03;

W: l₁₂₃=240км;

G₁-G₄: ТВФ-63−2 — S_{ном Г} = 78 МВА; x_d`` = 0,203

G₅₋₆: ТВВ-200−2 — S_{ном Г} = 253 МВА; x_d`` = 0,191

Т₅-Т₆: ТРДЦН-160 000/220 — S_{ном Т} = 160 МВ•А; U_k% = 11.5%

Т₇: ТДЦ-125 000/220 — S_{ном Т} = 125 МВА; U_k% = 10.5%

Т₈:ТДЦ-250 000/220 — S_ном.тр=242 МВА Расчёт токов короткого замыкания производим в относительных единицах. Принимаем

S_b = 1000 МВ•А. Расчет ведем по формулам [3.c.104. § 3.4.3(Т3.4)]. В дальнейшем для упрощения расчетов и обозначений индекс «*» опускаем.

Для расчета токов короткого замыкания составляем расчетную схему (рис 6.1).

Рис 6.1

Составляем схему замещения (Рис 6.2).

Рис. 6.2

Определяем сопротивление системы:

1) Определяем сопротивление линий:

2) Определяем сопротивление трансформаторов и автотрансформаторов:

3)Определяем сопротивление генераторов:

4)Определяем сопротивления реакторов.

Упрощаем схему замещения (Рис 6.3)

Рис 6.3

Упрощаем схему (Рис 6.4)

Рис 6.4

Упрощаем схему (Рис 6.5)

Рис 6.5

Упрощаем схему для К1.

Рис 6.6

Преобразуем схему для К1.

Рис 6.7

Дальнейший расчет ведем в табличной форме (Таблица 6.1)

Таблица 6.1

Производим расчёт в точке К_2. Используя частично результаты преобразования предыдущего расчета составляем схему замещения для точки К₂.

Рис 6.8

Дальнейший расчёт ведём в табличной форме.

Таблица 6.2

По результатом расчётов составляем сводную таблицу токов короткого замыкания (таблица 6.3)

Таблица 6.3

8. ВЫБОР СХЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД И ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

электростанция трансформатор реактор напряжение На проектируемой электростанции генераторы соединены в блоки, генератор — трансформатор.

Трансформаторы собственных нужд присоединяются отпайкой от энергоблока. В не блочной части ТЭЦ трансформаторы СН присоединяются отпайками от ГРУ. ПРТСН присоединяется отпайкой от трансформатора связи и подключается к резервной магистрали.

Мощность трансформаторов собственных нужд определяется по формуле:

где, P_{СН %} — процент на собственные нужды, P_{ном.ген.} — активная мощность генератора, к_с — коэффициент спроса.

Определяем мощность трансформаторов собственных нужд на стороне высшего напряжения:

Блока 200 МВт:

Определяем мощность каждого трансформатора СН на стороне высшего напряжения.

Принимаем к установке два трансформатора типа ТДНС-16 000/20.

Определяем мощность трансформаторов собственных нужд на ГРУ.

Определяем мощность каждого трансформатора на ГРУ.

Принимаем к установке четыре трансформатора типа ТМНС-6300/10.

Мощность пускорезервного трансформатора собственных нужд определяется по формуле:

Принимаем к установке пускорезервный трансформатор типа ТДНС-10 000/35.

9. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

На ТЭЦ с генераторами 63 МВт потребители электроэнергии расположены на расстоянии 2−5 км могут получать электроэнергию на генераторном напряжении. В этом случае на ТЭЦ сооружаются ГРУ 10 Кв. В вязи с большим количеством присоединяемых линий на ГРУ я применяю схему с одной системой сборных шин соединенных в кольцо[1.c.405(Рис. 5.9)] так как эта схема считается надежной и экономичной. Число и мощность генераторов, присоединенных к ГРУ определяется на основании проекта электроснабжения потребителей и должно быть таким чтобы при остановке одного генератора оставшиеся в работе полностью обеспечивали питание потребителей. Это условие мною выполнено.

Связь с системой осуществляется по линиям 220 Кв. Так как предусматривается малое число присоединяемых линий то выбираем на стороне ВН схему с одной обходной и двумя рабочими системами шин.

10. ОПИСАНИЕ И КОНСТРУКЦИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА

ОРУ-330 кВ выполнено по схеме ³/₂ выключателя на присоединение. Сборные шины выполнены проводами АС-300/48. Принимаем схему с трехрядной установкой выключателей типа

ВГУ-330Б-40/3150У1 и разъединителей типа РНДЗ-330/3200 У1.

К сборным шинам подключены трансформаторы напряжения типа НКФ-330−58Т1. Для питания токовых обмоток приборов установлены трансформаторы тока типа ТФРМ-330Б.

Расстояние между фазами 8 метров.

Достоинство схемы является:

— При ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе

— Высокая надежность, так как все присоединения остаются в работе даже при повреждениях на сборных шинах.

Недостатками рассмотренной схемы является:

— Отключение КЗ на линии двумя выключателями, что увеличивает общее количество ревизий выключателей.

— Удорожание конструкции РУ при не учетном числе присоединений, так как одна цепь должна присоединятся через 2 выключателя.

— Снижение надежности схемы, если количество линий не соответствует числу трансформаторов.

— Усложнение цепей релейной защиты.