Проектирование электростанции ГРЭС 3600

Введение

В настоящее время энергетика Российской Федерации, имея мощные электростанции и развитую систему линий электропередачи, достаточно надежно обеспечивает народное хозяйство электрической и тепловой энергией. В отрасли за многие годы был создан значительный научно-технический потенциал, благодаря которому электроэнергетика обходится исключительно отечественными технологиями и разработками оборудования независимо от иностранных фирм. Развитие энергетики постоянно сопровождается совершенствованием научно-технических достижений. Так основные параметры и единичная мощность основного генерирующего оборудования и линий электропередачи, используемых в отрасли, находятся на уровне развитых стран мира.

Энергетическая политика Российской Федерации в сфере энергетики, исходит из следующих приоритетов:

устойчивое обеспечение страны энергоносителями;

повышение эффективности использования топливно-энергетических ресурсов и создание необходимых условий для перевода экономики страны на энергосберегающий путь развития;

создание надежной сырьевой базы и обеспечение устойчивого развития топливно-энергетического комплекса в условиях формирования рыночных отношений;

уменьшение негативного воздействия энергетики на окружающую природную среду:

поддержание экспортного потенциала топливно-энергетического комплекса и расширение экспорта его продукции;

сохранение энергетической независимости и обеспечение безопасности Российской Федерации.

Основной задачей энергетической политики Российской Федерации на этапе до 2010 г. является структурная перестройка отраслей топливно-энергетического комплекса, предусматривающая:

увеличение доли природного газа в суммарном производстве энергетических ресурсов и расширение его использования в экологически неблагополучных промышленных центрах и для газификации села;

дальнейшее развитие электрификации, в том числе за счет экономически и экологически обоснованного использования атомных и гидроэлектростанций, нетрадиционных возобновляемых источников энергии;

стабилизацию добычи нефти в Западной Сибири и других регионах, создание условий для формирования новых нефтегазодобывающих регионов;

увеличение производства высококачественных светлых нефтепродуктов за счет повышения эффективности переработки нефти:

обеспечение необходимых объемов добычи угля с учетом экономических, социальных и экологических факторов, дальнейшее развитие углеобогащения и комплексной переработки угля с целью получения экологически приемлемых и конкурентоспособных продуктов, в том числе высококачественного бытового топлива;

расширение использования местных топливно-энергетических ресурсов, включая нетрадиционные возобновляемые источники энергии:

реализацию потенциала энергосбережения за счет создания и внедрения высокоэффективного топливо и энергопотребляющего оборудования, теплоизоляционных материалов и строительных конструкций.

В научно-технической сфере энергетическая политика Российской Федерации предусматривает:

разработку технологий, обеспечивающих ускоренное техническое перевооружение действующих и создание новых объектов энергетики;

обеспечение безопасности действующих атомных станций, создание нового поколения безопасных ядерных энергетических установок в целях развития атомной энергетики в экономически целесообразных масштабах;

создание и организацию серийного производства установок малой энергетики, в том числе с использованием гидроэнергетических ресурсов: солнечной, ветровой, геотермальной энергии и других нетрадиционных источников энергии;

повышение эффективности работ по поиску разведке и разработке месторождений топливно-энергетических ресурсов с учетом экологических требований;

глубокую переработку и комплексное использование топливно-энергетических ресурсов. [10.c. 17]

Проектируемая электростанция ГРЭС играет важную роль в энергетике Р.Ф. В качестве топлива используется уголь. Выдача мощности осуществляется на напряжение 110 кВ, связь с энергосистемой осуществляется на напряжении 330 кВ. Мощность проектируемой электростанции 2110 МВт.

1. Выбор генераторов

Исходя из установленной мощности станции ГРЭС – 2110 МВт, принимаем к установке четыре генератора типа ТГВ-500 и один генератор типа ТВФ-110–2. Паспортные данные генераторов заносим в таблицу.

2. Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой электростанции

Намечаю структурные схемы: первый вариант и второй вариант (рис. 3.2). В первом варианте схемы четыре генератора ТГВ-500 устанавливаем на стороне ВН-330 кВ и один генератор ТВФ-110–2 на стороне СН-110 кВ. Во втором варианте схемы все пять генераторов устанавливаем на стороне ВН-330 кВ.

Так, как дополнительные связи между ВН и СН отсутствуют, то ориентируемся на установку двух автотрансформаторов в обоих вариантах.

3. Выбор силовых трансформаторов

Выбираем трансформатор связи для первого варианта рис. 2.1.

Подсчитываем реактивные составляющие мощностей:

Расход на собственные нужды принимаем равным 5% установленной мощности.

Определяем расчетную нагрузку автотрансформаторов:

Выбор осуществляется по перетоку мощности в трех режимах: максимальном, минимальном и аварийном. Расчет производим по формуле:

Максимальный режим – все оборудование в работе нагрузка на шинах среднего напряжения максимальна.

Минимальный режим – все оборудование в работе нагрузка на шинах среднего напряжения минимальна.

Аварийный режим – нагрузка на шинах среднего напряжения максимальная, выведен из строя наиболее мощный генератор, подключенный к шинам РУ – 220 кВ.

Самым тяжелым является аварийный режим, по нему и выбираем мощность автотрансформатора:

Выбираем два автотрансформатора по 167МВּА, принимаем 6ЧАОДЦТН-167000/500/220.

Выбираем блочные трансформаторы:

[1.с. 390, 5.1 (5.4)].

Принимаем блочный трансформатор ТНЦ-1000000/500

Принимаем блочный трансформатор ТДЦ-250000/220.

Выбираем трансформатор связи для второго варианта рис. 2.2.

Подсчитываем реактивные составляющие мощностей:

Расход на собственные нужды принимаем равным 5% установленной мощности. [1.с. 445 (т. 5.2.)]

Определяем расчетную нагрузку автотрансформаторов:

Выбор осуществляется по перетоку мощности в трех режимах: максимальном, минимальном и аварийном. Расчет производим по формуле:

Максимальный режим – все оборудование в работе нагрузка на шинах среднего напряжения максимальна.

Минимальный режим – все оборудование в работе нагрузка на шинах среднего напряжения минимальна.

Аварийный режим – нагрузка на шинах среднего напряжения максимальная, выведен из строя наиболее мощный генератор, подключенный к шинам РУ – 220 кВ.

Самым тяжелым является аварийный режим, по нему и выбираем мощность автотрансформатора:

Выбираем два автотрансформатора по 500МВּА, принимаем 2ЧАТДЦН-500000/500/220.

Выбираем блочные трансформаторы:

[1.с. 390, 5.1 (5.4)].

Принимаем блочный трансформатор ТНЦ-630000/500

Принимаем блочный трансформатор ТДЦ-250000/220.

Выбираем блочные трансформаторы:

4ТЦ – 630000/330, и ТДЦ – 200000/110 для первого варианта схемы;

4ТЦ – 630000/330, и ТДЦ – 200000/330 для второго варианта схемы

Выбираем автотрансформаторы связи по перетокам мощности в трех режимах по формуле:

Максимальный режим – все оборудование в работе нагрузка на шинах среднего напряжения максимальна.

Минимальный режим – все оборудование в работе нагрузка на шинах среднего напряжения минимальна.

Аварийный режим – нагрузка на шинах среднего напряжения максимальная, выведен из строя наиболее мощный генератор, подключенный к шинам РУ – 110 кВ.

Максимальный и аварийный режимы во втором варианте будут соответствовать аварийному режиму первого варианта.

При минимальном режиме во втором варианте переток равен:

В обоих вариантах наиболее тяжелым является аварийный режим.

Для обоих вариантов структурных схем принимаем два автотрансформатора связи типа АТДЦТН-200000/330/110.

Данные трансформаторов заносим в таблицу.

5. Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами:

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

рн – нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12;

И – годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год.

Капиталовложения К при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяют по укрупненным показателям стоимости элементов схем. Вторая составляющая расчетных затрат – годовые эксплуатационные издержки – определяют по формуле:

где ра, ро – отчисления на амортизацию и обслуживание.-потери электроэнергии, кВт/час;-стоимость 1кВт ч потерь электроэнергии, коп/кВт ч. Определим продолжительность использования максимальной нагрузки по годовому графику.

По условию задания основной нагрузкой электростанции является предприятие цветной металлургии.

Продолжительность нагрузок определяем по формуле:

Где Pi-мощность i-ой ступени графика.

Ti – продолжительность ступени.

Находим продолжительность использования максимальной нагрузки.

Определим потери энергии в блочном трансформаторе, для первого варианта схем

Определяем продолжительность максимальных потерь:

Для первого варианта определяем потери в блочных трансформаторах:

Определяем потери в автотрансформаторах по формуле:

Максимальная нагрузка на обмотках высшего и среднего напряжения:

;

Для второго варианта определяем потери в блочных трансформаторах:

Определяем потери в автотрансформаторах по формуле:

Максимальная нагрузка на обмотках высшего и среднего напряжения:

;

Определяем суммарные годовые потери для первого варианта:

Определяем суммарные годовые потери для второго варианта:

Годовые эксплуатационные издержки:

Первый вариант экономичнее второго на

Принимаем первый вариант.

Определим потери в блочном трансформаторе, для второго варианта схем

Определяем суммарные потери в блочном трансформаторе для первого и второго вариантов схем.

Годовые эксплуатационные издержки:

Первый вариант экономичнее второго на

Принимаем первый вариант.

6. Выбор схемы и трансформаторов собственных нужд

Выбор схемы собственных нужд.

В проектируемой электростанции генераторы соединяются в блоки. На блочных электростанциях трансформаторы собственных нужд присоединяются отпайкой от энергоблока. РУ выполняется с двумя секционированными системами шин. Исходя из количества блоков на станции выбираем к установки пять рабочих и два резервных трансформатора собственных нужд.

Выбор ТСН.

Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд:

На блоках мощностью 500 мВт устанавливаем трансформаторы собственных нужд типа ТРДСН-40000/35

На блоках мощностью 110 мВт устанавливаем трансформаторы собственных нужд типа ТДНС-10000/35

Выбор ПРТСН

Резервное питание секции собственных нужд осуществляется от резервных магистралей, связанных с ПРТСН, мощность которых должна обеспечивать замену одного рабочего ТСН и одновременно пуск или останов блока. ПРТСН имеет мощность на ступень выше рабочих ТСН. Принимаем к установки два ПРТСН типа ТРДСН-63000/35 и ТРДН-63000/110. ПРТСН ТРДСН-63000/35 подключен к низшим обмоткам автотрансформаторов, а ТРДН-63000/110 к ячейке РУ-110 кВ.

7. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания производим для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей для данной станции. В целях упрощения расчетов для каждой электрической ступени в расчетной схеме в место ее действительного напряжения на шинах указываем среднее напряжение Uср, кВ равное 340, 115 кВ.

генератор силовой трансформатор станция

Параметры отдельных элементов:

Т1 – Т4: ТНЦ – 1000000/500, 1000 МВ.А, Uк=14,5%;

T5, Т6: ТДЦ-250000/220, 250 МВ.А, Uк=11%;

G1 – G4: ТВВ – 800–2ЕУ3, 889 МВ.А, x»d=0,219;

G5,G 6: ТГВ –200–2У3, 235,5 МВ.А, x»d=0,19;

С1: Sном=4200 МВ.А; xc=0,11

С2: Sном=3500 МВ.А; xc=0,14

АТ1, АТ2: АОДЦТН – 167000/500/220, 167 МВ.А, Uк,вн-сн=11%, Uк,вн-нн=35%, Uк,сн-нн=21,5%;

W1, W2 = 410 км;

W3, W4 = 350 км;

Худ=0,28 Ом/км;

Sб=1000МВ А

Расчет токов короткого замыкания ведем в относительных единицах. Расчет ведем по формулам.

В дальнейшем для упрощения расчетов и обозначений индекс «*» опускаем, подразумевая, что все полученные данные значения сопротивлений даются в относительных единицах и приведены к базовым условиям.

Определяем значения сопротивлений схемы замещения:

принимаем за ноль

8. Выбор способа синхронизации

Включение генератора в сеть может сопровождаться толчками уравнительного тока и активной мощности на вал генератора, а также более или менее длительными качаниями. Указанные нежелательные явления возникают вследствие того, что частота вращения включаемого генератора отличается от синхронной частоты вращения генераторов энергосистемы, а напряжение на выводах возбужденного генератора – от напряжения на шинах электростанции. Поэтому для включения синхронного генератора на параллельную работу с другими работающими генераторами электростанции или энергосистемы его предварительно нужно синхронизировать.

Широкое применение получили два способа синхронизации: точная синхронизация и самосинхронизация.

При включении генератора способом точной синхронизации затруднительно выполнить точно условия:

равенство по абсолютному значению напряжения включаемого генератора и напряжения сети;

равенство угловой скорости вращения включаемого генератора (или частоты) и угловой скорости вращения генераторов энергосистемы (или частоты):

совпадение по фазе векторов напряжения генератора и напряжения сети в момент включения выключателя.

Поэтому в дипломном проекте выбран способ самосинхронизации. Основным достоинством способа самосинхронизации является возможность достаточно быстрого по сравнению со способом точной синхронизации включения генератора в сеть.

При включении генератора способом самосинхронизации должны быть соблюдены следующие условия:

генератор должен быть невозбужденным;

частота вращения включаемого генератора должна быть близка к частоте вращения генераторов энергосистемы; допускаемая разность частот генератора и сети 1–1, 5 Гц.

В первый момент после включения генератор работает в режиме асинхронной машины, при этом на ротор генератора действует асинхронный вращающий момент, который направлен на уменьшение разности частот вращения включаемого генератора и генераторов энергосистемы, т.е. асинхронный момент способствует втягиванию генератора в синхронизм. После включения выключателя генератора включается автомат гашения поля (АГП), который подает на генератор возбуждение. В этих условиях на ротор генератора начинает действовать синхронный вращающий момент, обеспечивающий окончательное втягивание генератора в синхронизм. Включение генератора в сеть сопровождается броском тока. Включение генератора способом самосинхронизации сопровождается также снижением напряжения на выводах генератора, что оказывает неблагоприятное влияние на работу потребителей, подключенных к тем же шинам, что и генераторы электростанции. По мере втягивания генератора в синхронизм происходят уменьшение тока включения и повышение напряжения на шинах.

9. Описание релейной защиты

Токовая отсечка нашла наибольшее применение для защиты электродвигателей с. н. 3–6 кВ от междуфазных к. з. в обмотках и на выводах электродвигателя. Она представляет собой максимальную токовую защиту без выдержки времени, действующую на отключение электродвигателя от сети только в случае возникновения в