Проектирование теплоэлектроцентрали
Введение
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.
Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений и схемыэлектроснабжения 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
Xdґґ= 0.1361 Xdґґ= 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 МВА ─режим 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-125000/220
Sном=125000 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=80000 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=80000 кВА
Uвн=242 кВ
Uнн=10.5 кВ
Pхх=79 кВт
Pк=315 кВт
Uк=11%
Iх=0.45%
Цена 186 тыс. руб.
ТРДЦН-160000/220
Sном=160000 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 = рнК+И+У
где К ─ капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.
рн ─ нормативный коэффициент экономической эффективности, рн=0.15
И ─ годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год
У ─ ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год
Технико-экономическое сравнение
| Оборудование | Стоимость единицы, тыс. руб. | Варианты | |||
| І | ІІ | ||||
| число единиц | общая стоимость | число единиц | общая стоимость | ||
|
Трансформаторы: ТДЦ─125000/220 ТД─80000/220 ТРДСН─160000/220 Турбогенераторы: ТВФ63–2УЗ ТВФ110–2ЕУЗ Ячейки ОРУ: 220 кВ |
186 186 269 268 350 33.7 |
2 ─ 1 3 1 9 |
372 ─ 269 804 350 303.3 |
─ 3 1 3 1 10 |
─ 558 269 804 350 337 |
| Итого: | 2098 | 2313 | |||
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-125000/220 (Рх=120кВт, Рк=380кВт)
ДW=120·8760+380· (134,6/125)2·4700=31·106кВтч;
Трансформатор ТРДЦН – 160000/220 (Рх=155, Рк=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-80000/220 (Рх=79 кВт, Рк=315 кВт)
ДW=79·8760+315· (60,6/80)2·4700=1,5·106 кВтч;
Трансформатор ТД-80000/220 (Рх=79 кВт, Рк=315 кВт)
ДW=79·8160+315· (78,75/80)2·4000=1,87·106 кВтч;
Трансформатор ТРДЦН – 160000/220 (Рх=155, Рк=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=рнК1+И1=рнК1+
=0,15·2098,3+(9·2098,3)/100+1·10--5·8,9·106=593
руб./год.
Приведённые затраты для варианта 2:
З2=рнК2+И2=рнК2+
=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 = Iг 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;
xр= 0,18 Ом
2. Расчет токов короткого замыкания для выбора электрооборудования главной схемы и схемы собственных нужд
Примем Sб = 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:
Iпо=Еэ·Iб/Xэ, где
кА.
Iпог=Еэ·Iб/X20=1,1·2,51/0,71=3,89кА
Iпос=Еэ·Iб/X12=1·2,51/0,27=9,3кА
Iпос=Iпог+Iпос=3,89+9,3=13,2кА
Ударный ток короткого замыкания:
iу= √2·kу·Iпо
kу – ударный коэффициент
kу=1+exp (-0.01/Ta)
По табл. 5 [1]: kу=1,955; Ta=0,14 с
iу=√2·1,955·13,2=36,6 кА
Расчёт токов короткого замыкания в точке К4.
X
||X=0,24
E
X
X||X
=0,38
E
X
кА.
Iпог=Еэ·Iб/X2=1,08·55/1,73=34,3кА
Iпос=Еэ·Iб/X24=1,05·55/1,28=45,1кА
Iпос=Iпог+Iпос=34,3+45,1=79,4кА
Ударный ток короткого замыкания:
iу= √2·kу·Iпо
kу – ударный коэффициент
kу=1+exp (-0.01/Ta)
По табл. 5 [1]: kу=1,955;
iуг=√2·1,955·34,3=94,8 кА
iус=√2·1,955·45,1=124,7 кА
iу=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.
Iпог=Еэ·Iб/X4=1,08·55/1,38=43кА
Iпос=Еэ·Iб/X28=1,02·55/0,96=58,4кА
Iпос=Iпог+Iпос=34,3+45,1=101,4кА
Ударный ток короткого замыкания:
iу= √2·kу·Iпо
kу – ударный коэффициент
kу=1+exp (-0.01/Ta)
По табл. 5 [1]: kу=1,955;
iуг=√2·1,955·43=118,9 кА
iус=√2·1,955·58,4=161,5 кА
iу=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.
Iпос=Еэ·Iб/X41=1,04·55/0,81=70,6кА
Iпог=Еэ·Iб/X3=1,08·55/1,73=34,3кА
Iпо=Iпог+Iпос=34,3+70,6=104,9кА
Ударный ток короткого замыкания:
iу= √2·kу·Iпо
kу – ударный коэффициент
kу=1+exp (-0.01/Ta)
По табл. 5 [1]: kу=1,955;
iуг=√2·1,955·34,3=94,83 кА
iус=√2·1,955·70,6=195,2 кА
iу=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 10–2х2500–0.14УЗ.
Уточним значение тока КЗ за реактором:
Проверим выбранный реактор на остаточное напряжение на шинах установки и на потери напряжения в самом реакторе:
Uост > 65 – 70%.
∆Uост ≈ 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:
| Расчётная величина | Условие выбора | Каталожные данные выключателя |
Uуст=6.3 кВ Iраб.утяж=7.23 кА Iпо=49.1 кА iу=128.46 кА Iпф=49.1 кА в=8.53 √2Iпф+iаф=75.36 Вк=9848.2 |
≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ |
Uном=20 кВ Iном=9.5 кА Iдин=105 кА Imдин=300 кА Iоткл=90 кА вном=20 √2Iоткл·(1+вном/100)=152.74 I2т·tт=32400 |
=> 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:
| Расчётная величина | Условие выбора | Каталожные данные выключателя |
|
Uуст=6.3 кВ Iраб.утяж=0.382 кА Iпо=19.98 кА iу=54.53 кА Iпф=10.54 кА в=0.523 √2Iпф+iаф=43.16 Вк=487 |
≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ |
Uном=10 кВ Iном=0.63 кА Iдин=31.5 кА Imдин=80 кА Iоткл=31.5 кА вном=15 √2Iоткл·(1+вном/100)=51.2 I2т·tт=3969 |
=> 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:
| Расчётная величина | Условие выбора | Каталожные данные выключателя |
|
Uуст=35 кВ Iраб.утяж=1.09 кА Iпо=18.78 кА iу=50.99 кА Iпф=18.78 кА в=59.34 √2Iпф+iаф=42.32 Вк=102.3 |
≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ |
Uном=35 кВ Iном=1.25 кА Iдин=25 кА Imдин=64 кА Iоткл=25 кА вном=24 √2Iоткл·(1+вном/100)=43.84 I2т·tт=2500 |
=> 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:
| Расчётная величина | Условие выбора | Каталожные данные выключателя |
|
Uуст=110 кВ Iраб.утяж=0.49 кА Iпо=8.61 кА iу=23.38 кА Iпф=8.61 кА в=59.38 √2Iпф+iаф=19.41 Вк=21.9 |
≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ |
Uном=110 кВ Iном=1 кА Iдин=20 кА Imдин=52 кА Iоткл=20 кА вном=24 √2Iоткл·(1+вном/100)=35.07 I2т·tт=1200 |
=> 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:
| Расчётная величина | Условие выбора | Каталожные данные выключателя |
|
Uуст=6.3 кВ Iраб.утяж=0.58 кА Iпо=17.15 кА iу=40.73 кА
в=48.32 √2Iпф+iаф=35.97
|
≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ |
Uном=10 кВ Iном=0.63 кА Iдин=31.5 кА Imдин=80 кА Iоткл=25 кА вном=15 √2Iоткл·(1+вном/100)=51.2 I2т·tт=3969 |
=> выключатели В43 – В49 ВМПЭ-10–630–31.5 УЗ.
Выбор разъединителей.
Разъединители выбираем по длительному номинальному току и номинальному напряжению, проверяем